4−2010 - Rosneft · 4 НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» ООО«САМАРАНИПИНЕФТЬ» –10 ЛЕТ! неfdяными

ТЕМА НОМЕРА:ОАО «НК «Роснефть» –

новые технологии и передовой опыт

НА

УЧ

НО

−ТЕ

ХН

ИЧ

ЕС

КИ

Й В

ЕС

ТН

ИК

ОА

О «

НК

«Р

ОС

НЕ

ФТ

Ь»

4−2

01

0

ISSN 2074−2339

Вниманию авторов статей, публикуемых

в Научно−техническом вестнике

ОАО «НК «Роснефть»

Науч но−тех ни че ские статьи, пла ни руе мые к опу бли ко ва нию в нашем изда −

нии, про хо дят про це ду ры рецен зи ро ва ния и утвер жде ния на редак ци он −

ной кол ле гии. При поло жи тель ных заклю че ниях мате ри а лы поме ща ют ся

в «порт фель» редак ции для даль ней ше го публи ко ва ния. Про це ду ра

рецен зи ро ва ния−утвер жде ния зани ма ет срок от 1 до 3 мес, далее –

статья публи ку ет ся в поряд ке оче ре ди. Поря док публи ка ции зави сит от

акту аль но сти мате ри а ла.

Тре бо ва ния к тек сто вым и иллю стра тив ныммате ри а лам для публи ка ции

в Науч но−тех ни че ском вест ни ке ОАО «НК «Рос неф ть»

1. Статья дол жна быть напи са на гра мот ным науч ным языком, отра жать

досто вер ные факты, изло же ние мате ри а ла дол жно быть постро ено по

схеме «ана лиз – вывод» с обя за тель ным выде ле ни ем Вве де ния и Заклю −

че ния.

2. Автор ский кол лек тив дол жен быть не более четы рех чело век. В све −

де ниях об авто рах необхо ди мо ука зать фами лию, имя, отче ство пол но −

стью; место рабо ты и зани ма емую дол жность; уче ные сте пень, зва ние

(если есть); рабо чий поч то вый адрес, рабо чий теле фон/факс; элек трон ную

почту.

3. Объем статьи: от 12 до 16 тысяч зна ков (с про бе ла ми), число рисун −

ков – не более 4, число таблиц – не более 4.

4. Фор мат рисун ков: Word, Excel, CorelDraw, Adobe Illustrator, Photoshop

(тип фай лов jpg или tif; раз ре ше ние не менее 300 dpi).

5. Статьи сле ду ет пред ста влять на элек трон ных носи телях или пере сы −

лать по элек трон ной почте. Если объем файла соста вля ет 1 МГб и более,

то при отпра вле нии ста тей необхо ди мо исполь зо вать архи ва тор RAR, ZIP.

За допол ни тель ной инфор ма ци ей обра щай тесь

в Кор по ра тив ный науч но−тех ни че ский центр

ОАО «НК «Рос неф ть» к ученому секретарю

Марине Эдуардовне Хлебниковой

E−mail: m_khleb ni ko va@ros neft.ru

Тел. (495) 229−47−28 или 65−55 (Меридиан)

ООО «СамараНИПИнефть» − 10 летПравильно выбранная стратегия развития и высокий профессионализм коллектива – два слагаемых успеха ООО «СамараНИПИнефть»...................................2Ардалин А.А., Головачева Е.Г. Внутрискважинная перекачка пластовых вод с целью ППД в ОАО «Самаранефтегаз» ...................................................8Гнибидин В.Н., Шиповский К.А., Шагалеев Б.Р., Черников М.А.Внедрение новых информационных технологий в процессе строительства и реконструкции скважин ОАО «НК «Роснефть»...............................12

Экономика, управление, кадрыРябчун Д.Е. Оптимизация управления абсолютной ликвидностью компании с использованием новых банковских продуктов для повышения доходности финансовых вложений.....................................................17

Геология и геофизикаАфанасьев И.С., Гаврилова Е.В., Бирун Е.М., Калмыков Г.А., Балушкина Н.С.Баженовская свита. Общий обзор, нерешенные проблемы.........................................20

Бурение скважинЛарин М.А., Бочкарев И.В. Анализ эксплуатации, преимуществ и выбор оптимальной модели силового верхнего привода для бурения скважин глубиной 4000 м на месторождениях Западной Сибири .............................26

Разработка месторожденийЩемелинин Ю.А., Раздобреева Н.И., Ледовская Т.И., Тупицин Е.В.О взаимосвязи абсолютной проницаемости для газа и фазовой проницаемости для нефти ................................................................................................29Можчиль А.Ф., Атнагулов А.Р., Исмагилов Р.Р. Повышение эффективности освоения месторождения путем формирования технико-экономического рейтинга бурения на примере Горшковской площадиПриобского месторождения ..............................................................................................31

КонференцииХ научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами»...................................................... 34

Скважинная добыча нефти и газаСтрижнев В.А., Пресняков А.Ю., Никишов В.И., Михайлов А.Г.Методы изоляции прорывов газа при разработке нефтегазовых месторождений......36Петренко С.Н., Гарифуллин А.Р., Абужаков А.З. Насосное оборудование для эксплуатации скважин, впервые вводимых после бурения, в осложненных условиях ....................................................................................................40

Переработка нефти и газоконденсатаФедоров С.К., Федорова Л.В., Сараев В.Т., Клюев Ф.К. Применение технологии электромеханической обработки в ремонтном производстве ОАО «Сызранский нефтеперерабатывающий завод» ...................................................44

Рефераты...............................................................................................................................48Алфавитный указатель ......................................................................................................52

НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

Издается с 2006 года

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯХудайнатов Э.Ю. (главный редактор)Хасанов М.М.(заместитель главного редактора) Байков В.А.Бачин С.И.Берлин А.В.Гилаев Г.Г.Грибов Е.А.Давыдова Е.А.Думанский Ю.Г.Заикин И.П.Исмагилов А.Ф.Кондратьев Н.А.Кошовкин И.Н.Кузнецов А.М.Латыпов А.Р.Литвиненко В.А.Малышева Н.А.Нападовский В.В.Рудяк К.Б.Телин А.Г.Тыщенко В.А.Уваров Г.В.Щукин Ю.В.

СЕКРЕТАРИАТМамлеева Л.А.Хлебникова М.Э.

Сдано в набор 15.11.2010Подписано в печать 15.12.2010Тираж 1300 экз.

© ОАО «НК «Роснефть», 2010

Зарегистрирован Федеральнойслужбой по надзору засоблюдением законодательствав сфере массовых коммуникацийи охране культурного наследия01.06.2007 г.ПИ № ФС77−28481

При перепечатке материаловссылка на «Научно−техническийвестник ОАО «НК «Роснефть»обязательна

Отпечатано в ООО «Август Борг»

Научное редактирование статей иprepress ЗАО «Издательство«Нефтяное хозяйство»117997, РФ, г. Москва,Софийская наб., 26/1

www.oil−industry.ru

СОДЕРЖАНИЕ

4−2010

2 НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ООО «САМАРАНИПИНЕФТЬ» – 10 ЛЕТ!

Уважаемые коллеги!

Символично, что круглую дату Самарский научно-иссле-довательский и проектный институт нефтедобычи отмечает вгод 15-летия ОАО «НК «Роснефть».

С середины 2007 г. ООО «СамараНИПИнефть» являетсячастью Корпоративного научно-проектного комплекса ОАО«НК «Роснефть», в состав которого входят 10 научно-исследо-вательских и проектных институтов. ООО «СамараНИПИнефть» уча-ствует в крупнейших проектах компании: генеральное проектированиеобъектов ОАО «Самаранефтегаз», разработка месторождений высоко-вязких нефтей в Венесуэле, проектирование топливозаправочного ком-плекса в аэропорту г. Владивостока, реализация совместно с американ-ской нефтяной компанией Chevron инновационного проекта «Морскоебурение на Черном море». Эффективная деятельность института сталавозможной благодаря правильно выбранной стратегии развития и высо-кому профессионализму коллектива. Это своего рода два слагаемых успе-ха ООО «СамараНИПИнефть».

Научно-исследовательские и проектные работы ООО «Самара -НИПИнефть» получили высокую оценку компании. Так, по итогам кон-курса среди проектных групп и менеджеров Корпоративного научно-проектного комплекса ОАО «НК «Роснефть» работы «ОбустройствоЗападно-Коммунарского месторождения ОАО «Самаранефтегаз»,«Проект разработки Западно-Коммунарского месторожденияОАО «Самаранефтегаз», «Научные рекомендации для проектированиядвухпоточной УПСВ «Петрухновская» награждены дипломами побе-дителей.

Устойчивое развитие ОАО «НК «Роснефть» является результатом преж-де всего целеустремленной, слаженной и ответственной работы всехсотрудников компании. За добросовестный и безупречный труд, высокийпрофессионализм, ответственность, большой личный вклад в развитиенефтегазовой отрасли 25 специалистов института награждены почетнымиграмотами и благодарственными письмами ОАО «НК «Роснефть».

Позвольте поздравить коллектив Самарского научно-исследователь-ского и проектного института нефтедобычи с 10-летием. Пусть вам все-гда сопутствуют вдохновение и удача, которые помогут претворить вжизнь самые смелые проекты!

С уважением, М.М. Хасанов, директор по науке ОАО «НК «Роснефть»

Почти 75 лет назад были добытыпервые тонны самарской нефти. В1936 г. впервые на территории Са мар -ской области в Сызранском районеначалась промышленная добыча неф -ти, в 1937 г. – возник первый нефтепро-мысел, в 1938 г. – создано объединение«Вос ток неф те до быча», которое былопреобразовано в производственное объ-единение «Куйбышев нефть», а в 1994 г. –в ОАО «Самаранефтегаз». Сегодня здесьдобыто уже более 1 млрд. т «черного зо -лота». Благодаря нефти и газу Са мар скаяобласть превратилась в один из самыхразвитых регионов страны.

На рубеже 90-х годов XX века пред-приятия нефтегазового комплекса ока-зались в совершенно новых экономи-ческих условиях. Для того, чтобы объ-единить усилия предприятий нефтедо-бывающей и нефтеперерабатывающейотраслей, Правительство РоссийскойФедерации приняло решение о созда-нии вертикально интегрированныхнефтяных компаний, работающих попринципу «от скважины – до бензоко-лонки». Предприятия, входившие втакую компанию, должны были соста-вить единую технологическую цепочку:одни выполняют геолого-разведочныеработы, другие – добывают нефть,третьи – ее перерабатывают, четвер-тые – продают. Все взаимо-связаны и работают наобщий результат. В этотпериод остро встала про-блема отсутствия научно-технического со про -вождения процессов неф-тедобычи. Среди карди-нальных мер, при нятых

3НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»


Правильно выбранная стратегия развития

и высокий профессионализм коллектива –

два слагаемых успеха ООО «СамараНИПИнефть»

За 10 лет в институте было

выполнено более 800 ра −

бот по подсчету запасов,

про ек тированию раз ра бот −

ки и обустройства нефтя−

ных месторождений.



нефтяными ком паниями для преодоления кризис-ных явлений на рубеже ХХ-ХХI веков, стало образо-вание корпоративных научно-исследовательскихцентров по проблемам добычи нефти.

Свою историю «Самарский научно-исследова-тельский и проектный институт нефтедобычи»(ООО «Самара НИПИнефть») начал 10 лет назад какодин из институтов в составе Инжиниринговогоцентра НК «ЮКОС». Основу коллектива составилиспециалисты из ОАО «Гипровостокнефть».

За 10 лет в институте было выполнено более 800работ по подсчету запасов, проектированию разра-ботки и обустройства нефтяных месторождений. С2007 г. институт стал генеральным подрядчикомОАО «Самаранефтегаз», которое ведет производ-ственную деятельность на территории 28 муници-пальных образований (26 – в Самарской области,2 – в Оренбургской). На балансе предприятия144 мес то рождения (20 – в разведке, 124 – в разра-ботке), 1192 объекта. Самый высокий уровень про-изводства был достигнут вначале 70-х годов, когдадобыча на месторожденияхПО «Куй бы шев нефть» пре-вышала 35 млн. т. Пос лед ние25 лет годовая до бы ча нефтисоставляет 8-12 млн. т.

С 2000 по 2008 г. ООО«СамараНИПИнефть» воз-главлял кандидат техниче-ских наук Михаил Ва лен тин -о вич Катеев. Под его руко-водством были сформирова-ны основные направлениядеятельности института(«Геология и Разработка»,«Проек ти рование обустрой-ства месторождений»), пос тро -ен лабораторный корпус, организован научный центрматематического моделирования процессов нефтедо-бычи, создана информационно-техническая базаинститута. Уже на этапе формирования институтвыполнял уникальные проекты: «Система созданияинертной парогазовой среды в резервуарахРадаевской УПН НГДУ «Сер гиевск нефть», «Созданиепостоянно действующей геолого-гидродинамическоймодели Му ханов ско го нефтяного месторожденияСамарской области», «Нормативный справочникуслуг, материалов и оборудования для Томского,Тюменского и Самарского регионов» и др. Большоевнимание уделялось апробации и внедрению новей-

ших программ для задач геологического и гидродина-мического моделирования неф тяных месторожде-ний. Про де ла на большая работа по адаптации, внед-рению и развитию программного продукта «Прайм»,который в настоящее время является базовым паке-том для интерпретации результатов геофизическихисследоаний скважин (ГИС) в ОАО «НК «Роснефть».Выполнена оцифровка 40 % исходных данных ГИСместорождений Самарской области. Эта работа леглав основу создания банка данных ГИС.

Определяющее значение для развития научно-технического потенциала института приобреловхождение ООО «СамараНИПИнефть» в 2007 г. вединый Корпоративный научно-проектный ком-плекс под общим руководством корпоративногонаучно-технического центра ОАО «НК «Роснефть».Перед институтом была поставлена задача обеспече-ния комплексного научного сопровождения деятель-ности ОАО «НК «Роснефть» в Самарской области идругих регионах.

Сегодня ООО «Самара НИПИ -нефть» – развивающийсянаучно-исследовательский ипроек тный институт, осуществ-ляющий научно-техническоесопровождение все го цикланефтедобычи на базе разработ-ки и внедрения передовыхнаучных, технических и техно-логических решений. Кол лек тивООО «Са ма ра НИ ПИ нефть» –это 515 высококвалифициро-ванных специалистов, сре дикоторых 22 кандидата на ук, 12 –являются со ис кателями ученыхстепеней. Средний возраст сот -руд ников – 39 лет.

С 2006 г. общий объемвыполненных ООО «Са ма ра НИПИ нефть» работувеличился в 5 раз.

С 2008 г. институт возглавляет кандидат экономиче-ских наук Азамат Фаритович Исмагилов. Под его руко-водством институт полностью интегрировался в про-изводственные процессы ОАО «НК «Роснефть».

По решению компании на базе ООО «Самара -НИПИ нефть» начали развиваться центры компетен-ции по планированию и сопровождению полевыхсейсмических работ; добыче, подготовке и транспортувысоковязких нефтей и битумов; разработке типовыхпроектов обустройства месторождений; инжинирин-гу бурения (Проектно-инжиниринговый центр по

Определяющее значение

для развития научно−техни−

ческого потенциала инсти−

тута приобрело вхождение

ООО «Самара НИПИ нефть» в

2007 г. в единый Кор по ра −

тивный научно−проектный

ком плекс под общим руко−

водством корпоративного

научно−технического цент−

ра ОАО «НК «Роснефть».



строительству и реконструк-ции скважин).

В настоящее время инсти-тут обеспечивает разработкупрограмм геолого-разведоч-ных работ, проектов напоисковое и разведочноебурение, обработку и интер-претацию данных сейсмораз-ведки 2D/3D, проведение стандартных исследованийколлекторов и пластовых флюидов, подсчет запасов,проектирование и текущий мониторинг разработкиместорождений, инжиниринг процесса бурения, про-ектирование в области обустройства процессов добы-чи, транспорта и подготовки нефти и газа.

Работа в структуре ОАО «НК «Роснефть» далаинституту новое развитие, расширила сферу дея-тельности предприятия.

Геология и разработкаС целью оценки необходимых вложений и дохо-

дов от планируемых инвестиций в институте соз-дано направление «Концептуальное проектирова-ние проектов». С декабря 2009 г. рабочая группаООО «СамараНИПИнефть» приступила к концеп-туальному проектированию блока Хунин-6(Венесуэла). Реализация данного проекта можетпринести российским компаниям до 10 % годовойдобычи нефти.

С 2007 г. институт проводит мероприятия по соз-данию и развитию системы постоянного монито-

ринга разработки месторож-дений, с 2008 г. – реализуетсяинтегрированное проекти-рование разработки место-рождений с комплекснымрассмотрением воп росовгеологии, разработки, по -верхностного обустройства

и экономических показателей. В 2009 г. для уточнения сырьевой базы региона и

научного обоснования ее развития создана группапо оценке геологических и из вле каемых запасов помеждународным стандартам SPE и SEC.

Инжиниринг строительстваи реконструкции скважин

В 2009 г. на базе ООО «СамараНИПИнефть»создан Проектно-инжиниринговый центр (ПИЦ)по строительству и реконструкции скважин ОАО«НК «Роснефть». Только за один год выполнено 40проектов на строительство и реконструкцию сква-жин, в том числе многозабойных, для ОАО«Самаранефтегаз», ООО «РН-Северная нефть» иОАО «РН-Юганскнефтегаз». Начата разработкапроектно-сметной документации на строитель-ство скважины на «глубокой» воде (глубина моря –2 км, проектная глубина – 6 км). Осуществляетсявнедрение системы мониторинга строительства иреконструкции скважин на основе информацион-ных технологий и удаленного доступа к информа-ции с буровых площадок компании.

Работа в структуре ОАО

«НК «Роснефть» дала инсти−

туту новое развитие, рас−

ширила сферу деятельно−

сти предприятия.

Динамика объема выполненных работ



Проектно−изыскательскиеработы

В 2009 г. Центром компетенции по типовому про-ектированию совместно с ведущими корпоратив-ными научно-исследовательскими и проектнымиинститутами разработаны первые редакции типо-вых технических решений по строительству кустовскважин, кустовых насосных станций, факельногохозяйства и нефтеперекачивающих станций с резер-вуарным парком. Необходимоотметить основные результа-ты направления «Про ек ти -ро вание обустройстваназемной инфраструктуры»в 2009 г.: про ектированиеобъектов нефтесбыта; реше-ние проблем транспортавысоковязких и тяжелыхнефтей; утилизация нефтя-ного газа с применениеммультифазных на сосныхстанций; комплексная под-готовка жидкостей для глу-шения скважин; переработ-ка замазученных грунтов наместорождениях.

ИнфраструктураВысокие эффективность и стабильность рабочих

процессов любой организации сегодня немыслимыбез современной информационной инфраструкту-ры. Поэтому с 2008 г. в институте ведутся работы помодернизации существующей ИТ-инфраструктурыи интеграции передовых информационных техноло-гий в производственную деятельность.

С самого начала стратегия развития ИТ ООО«Са мараНИПИнефть» ориенти-

рована на полномасштабноеприменение технологий вир-туализации для консолида-ции вычислительных мощно-стей в едином защищенномцентре обработки данных.Основой базовой информа-ционной среды институтадолжна стать ин фра струк -тура виртуальных серверов.При ее пос тр о е нии исполь-зуются системы с кластериза-цией хост-серверов (так на -зы ваемые пулы аппаратныхресурсов) под управлениемпрограммной среды виртуа-

Среди ключевых приори−

тетов «Са ма ра НИПИ неф −

ти» постоян ное со вер шен −

ство вание деловой прак −

тики и повышение про−

изводительности труда во

всех сферах деятельно−

сти. Эти задачи успешно

ре шаются путем внедрения

централизованных прог −

рамм департамента кадров

ОАО «НК «Роснефть».



лизации, на которыхзапускаются и работаютгостевые операционныесистемы. При этомключевым компонен-том архитектуры стано-вятся виртуальные ма -ши ны, управление имивозлагается на специ-альную служебную про-грамму – гипервизор.Для этих целей в 2009 г.были приобретены иинтегрированы в суще-ствующую ин фра -структуру современныесерверы-лезвия про-изводства Hewlett-Packard и система хра-нения данных. В резуль-тате большая часть уста-ревшего парка серверовбыла консолидирована в среде виртуализации ипоявился ресурс, позволяющий наращиватьвычислительные мощности по мере необходимо-сти путем простого увеличения числа хост-серве-ров или их аппаратных компонентов.

С 2009 по 2010 г. парк персональных рабочихстанций частично заменен новыми высокопроиз-водительными компьютерами, введена в эксплуа-тацию новая структурированная кабельная систе-ма с максимальной пропускной способностью10 Гбит/с по витой паре; оборудовано и введено вэксплуатацию современное помещение серверной,где сосредоточены все аппаратные средства ИТ-ин фраструктуры института. Кроме того, быламодернизирована почтовая система.

Развитие информационной инфраструктуры про-должается. Запланированы внедрение и ввод в экс-плуатацию новых сервисов, таких как IP-телефония ивиртуализация приложений с доставкой «по требова-нию» на рабочие места; внедрение и развитие автома-тизированных систем управления организационно-распорядительным и инженерным документооборо-том, системы управления проектами.

Работа предприятия невозможнабез создания условий для высоко-производительного труда и про-фессионального роста сот -рудников. Среди ключевых при -оритетов ОАО «Самара НИПИ - нефть» постоянное совершенство-вание деловой практики и повыше-ние производительности труда вовсех сферах деятельности. Эти зада-чи успешно решаются путем внед-рения централизованных про-грамм департамента кадров ОАО«НК «Рос нефть». Пер во о че ред миявляются работа с молодыми спе-циалистами, обу чение и развитиеперсонала, привлечение высоко-квалифицированных специали-стов, улучшение условий труда иразвитие корпоративной культуры.

5 февраля 2010 г. на базе ООО«Са мара НИПИ нефть» и ЗАО «Са ма -

ра -Нафта» создана Самарская секция Обществаинженеров-нефтяников (SPE). Миссией SPE являют-ся продвижение технологий, обмен информациеймеж ду всеми профессионалами нефтегазовой от -рас ли по всему миру. В 2010 г. Самару посетилиПрезидент SPE-2010 А. Лабастье, выдающиеся лек-торы SPE Б.Л. Бекнер и Эрни Браун, состоялась гео-логическая экспедиция на обнажения юрскогопериода правого берега р. Волги.

Обеспечивая научно-технической и проектно-сметной документацией нефтедобывающие пред-приятия ОАО «НК «Роснефть», ООО «Самара -НИПИ нефть» поддерживает партнерские отноше-ния с другими нефтяными компаниями и отдельны-ми предприятиями.

В ближайших планах ООО «Самара НИПИ -нефть» – научно-проектное обеспечение приростазапасов и дальнейшего роста добычи ОАО «Са ма ра -неф тегаз», развитие центров компетенции компании,интеллектуальной системы управления наземнойинфраструктурой добывающего предприятия, созда-ние направления энергосбережения и энергоэффек-тивности.

ООО «СамараНИПИнефть»Российская Федерация, 443010, г. Самара, ул. Вилоновская, 18.

Тел.: (846) 205−86−00

факс: (846) 205−86−01

E−mail: [email protected]

В ближайших планах ООО

«Самара НИПИ нефть» –

научно−проектное обес−

печение прироста запа−

сов и дальнейшего роста

добычи ОАО «Самара −

неф тегаз», раз витие цен −

тров компетенции компа−

нии, интеллектуальной

сис темы управления на −

земной ин фра с трук турой

добывающего пред при −

ятия, соз да ние направле−

ния энергосбережения и

энергоэффективности.

ВведениеС целью увеличения темпов отбора нефти и

повышения нефтеотдачи нефтегазодобывающиекомпании применяют нагнетание рабочего агента(в 80 % случаев – воды) в пласт для созданиянапорного режима, который часто характеризу-ется большим конечным коэффициентомизвлечения нефти (КИН) по сравнению с режи-мами истощения. Для заводнения широкоиспользуются сточные и пластовые воды, что поз-воляет решить проблему защиты водных ресур-сов и окружающей среды.

Стандартная система поддержания пластовогодавления (ППД) включает: источник воды, низко-напорные (питательные) водоводы, насосную стан-цию второго подъема, кустовую насосную стан-цию, нагнетательные скважины, комплекс прибо-ров для измерения объемов закачиваемой воды.

При существенном снижении пластового давле-ния или необходимости интенсификации добычинефти возникает потребность ввода дополни-тельных нагнетательных скважин, а следователь-но, и периодической реконструкции систем ППД,являющейся дорогостоящим мероприятием.Уменьшить затраты на реконструкцию илистроительство системы ППД позволит примене-ние технологий внутрискважинной перекачки(ВСП) пластовой жидкости.

Рассмотрим принципиальные схемы установокдля ВСП.

Технология ВСП по двухпакерной схеме «снизу вверх» (рис. 1)Жидкость из водоносного пласта перекачивает-

ся с помощью установки электроцентробежногонасоса (УЭЦН) в полость насосно-компрессор-ных труб (НКТ), а из нее – в межтрубное про-странство и далее в продуктивный пласт. Вышепродуктивного пласта устанавливается пакертипа П-ЭГМ с возможностью пропуска кабеляУЭЦН. Параметры работы скважины (давление,расход, температура) измеряются с помощьюскважинного измерительного прибора.

Различие схем на рис. 1, а, б заключается висполнении УЭЦН (соответственно в кожухе ибез него). При применении схемы на рис. 1, а воз-никает проблема с телеметрической системой(ТМС) – невозможность замены расходомера привыходе его из строя без извлечения скважинногооборудования. В схеме на рис. 1, б такая проблемаотсутствует, так как скважинный измерительныйприбор спускается на геофизическом кабеле.Применение данных схем исключает необходи-мость наземного обустройства для ППД и позво-ляет вести замер объема закачиваемой воды.



Внутрискважинная перекачка пластовых вод с целью ППД в ОАО «Самаранефтегаз»1

А.А. Ардалин, Е.Г. Головачева(ОАО «СамараНИПИнефть»)

УДК 622.276.43 А.А. Ардалин, Е.Г. Головачева, 2010

Ключевые слова: поддержание пластового давления (ППД), внутрискважинная перекачка, скважина.Адрес для связи: [email protected]

1 Опубликована в трудах института «Разработка, эксплуатация и обустройство нефтяных месторождений». – 2010. – Вып. 1. –С. 162–169.

Технология ВСП по однопакерной схеме«снизу вверх» (рис. 2)Жидкость из водоносного пла-

ста перекачивается из-под пакерапо хвостовику и кожуху в полостьНКТ, а из нее через калиброванноеотверстие – в межтрубное про-странство и далее в продуктивныйпласт.

Данная схема также не нуждает-ся в наличии наземного обустрой-ства для ППД, обеспечивает воз-можность замера объема закачки,отличается простотой конструк-ции и отсутствием пакера скабельным вводом. Спуск прибо-ров осуществляется на геофизи-ческом кабеле, при заранеепротарирован ном отверстииможно определить объем закачкипо разнице показаний устьевыхманометров, применяется стан-дартное оборудование.

К недостаткам относится воз-можность коррозии эксплуата-ционной колонны.

Технология ВСП по однопакерной схеме «сверху вниз» (рис. 3)Конструктивно установка для

перекачки по схеме «сверху вниз»выполнена по перевернутой схемеотносительно традиционных



Рис. 1. Технология ВСП подвухпакерной схеме «снизу вверх»с УЭЦН в кожухе (а) и без него (б):

а: 1 – эксплуатационная колонна; 2 –НКТ; 3, 12 – пакеры; 4 – модуль нагне−тания; 5 – спускной клапан; 6 –обратный клапан; 7 – ЭЦН; 8 – про−тектор; 9 – погружной электродви −гатель; 10 – кожух; 11 – продуктивныйпласт; 13 – водоносный пласт; 14 – хвостовик; 15 – кабель; 16 –измерительный прибор; б: 1 – кабель;2, 6 – пакеры; 3 – пласт под закачку;4 – измерительный прибор; 5 – ава−рийный разъединитель колонны сосрезом кабеля; 7 – струйный насос;8 – обратный клапан; 9 – ЭЦН; 10 –пласт

Рис. 2. Технология ВСП по однопа−керной схеме «снизу вверх»:

1, 2 – манометр; 3 – НКТ; 4 – калибро−ванное отверстие; 5 – расходомер; 6 –ЦН; 7 – входной узел; 8 – датчик дав−ления; 9 – кожух; 10 – погружной элек−тродвигатель; 11 – продуктивныйпласт; 12 – хвостовик; 13 – водонос−ный пласт

Рис. 3. Технология ВСП по однопакернойсхеме «сверху вниз»:

1 – питающий кабель; 2 – питающий пласт;3 – компенсатор; 4 – погружной электро−двигатель; 5 – протектор; 6 – насос; 7 –обратный клапан; 8 – расходомер; 9 –пакер; 10 – НКТ; 11 – пласт для закачки

а б

УЭЦН. Поток жидкости направляется сверху вниз,обеспечивая закачку воды в пласт. Зона закачки паке-руется и таким образом отделяется от зоны подачижидкости. Жидкость подается сверху колонны.

УЭЦНАВ (установки электроцентробежных насо-сов производства ОАО «АЛНАС» водяные) длязакачки воды в пласт позволяют избирательнонагнетать воду в выбранные для этого скважины иимеют ряд преимуществ перед другими типами ана-логичного оборудования:

– длительный срок службы;– простота в эксплуатации;– отсутствие необходимости в специальном поме-

щении для монтажа установки, так как она находит-ся в скважине;

– возможность выбора характеристик напора ипроизводительности для отдельной скважины.

Сравнение стандартной схемы ППД и ВСП приве-дено в табл. 1.

На месторождениях ОАО «Самаранефтегаз» в экс-плуатации находятся 24 нагнетательные скважины,в которых применяется технология внутрискважин-ной перекачки подземной воды с целью ППД. Изних 16 скважин находится в работе, одна – в накоп-лении (циклическая закачка), одна – в бездействую-щем фонде прошлых лет, три – в бездействующемфонде текущего года, три – в простое (остановка). В23 скважинах установлены перевернутые насосытипа ЭЦНАКИВ для внутрискважинной перекачкиподземной воды с целью ППД. Закачка ведется свышележащих водоносных горизонтов в нижележа-щие продуктивные нефтяные пласты.

В июле 2010 г. на Неклюдовском месторождении(скв. 427) в рамках Системы Новых Технологийвнедрена технология внутрискважинной перекачкиводы с нижележащего пласта С4 в вышележащиепродуктивные пласты С1а+С2. В дальнейшем плани-руется провести испытание этой технологии еще водной скважине.

Одновременно-раздельная закачка воды на место-рождениях ОАО «Самаранефтегаз» в настоящеевремя не применяется.

При реализации технологий ВСП учитывалисьследующие параметры:

– совместимость закачиваемой воды с водой про-дуктивного пласта;

– расстояние между объектами не менее 3 м;– отсутствие водоводов для организации ППД;– отсутствие нарушений эксплуатационной колонны;– минимальный диаметр эксплуатационной

колонны 146 мм.Характеристики нагнетательных скважин с ВСП

на месторождениях ОАО «Самаранефтегаз» приве-дены в табл. 2.

Расчет накопленной дополнительной добычи(рис. 4) показал, что в настоящее время фактиче-ские показатели меньше расчетных. Однако полу-ченный отрицательный эффект не является сви-детельством того, что система неэффективна. Из24 скважин, оборудованных «перевертышами»,эффект четко прослеживается только в семи.Шесть скважин были введены в эксплуатациюнедавно, проследить эффект по ним станет воз-можным только через несколько месяцев. С уче-том ожидаемого технологического эффекта фак-тические показатели приблизятся к расчетным.По 11 скважинам эффект не прослеживается.Вероятная причина – негерметичность эксплуата-ционной колонны.



Таблица 1

Параметры Кустовые насосные станции (КНС, БКНС)

Внутрискважинная перекачка воды (ВСП)

Объем закачки По наличию подтоварной

воды с УПСВ

До 200 м3/сут для месторождений Самарской области

Источник воды Подтоварная вода с УПСВ,

пресная вода, вода водоносных горизонтов

Вода водоносных горизонтов

Системы обвязки

Наличие низко- и высоконапорных водоводов, ВРП

Отсутствует

Основные недостатки

Высокие затраты на проектирование,

строительство, эксплуатацию, необходимость

наличия постоянного обслуживающего персонала

Отсутствие возможности использования подтоварной

воды, небольшие дебиты водоносных горизонтов

Основные преимущества

Возможность использования подтоварной воды

Сравнительно небольшие материальные и временные затраты на строительство

450

400

350

300

250

200

150

100

50

00 1 2 3 4 5 6

Год с момента запуска скважины

Нак

опле

нная

доп

олни

тель

ная

добы

ча,

тыс.

т

Прогноз

ФактФакт с учетом будущих эффектов от 6 скважин

Рис. 4. Динамика накопленной дополнительной добычи

ЗаключениеТаким образом, после 5 лет работы всех сква-

жин, оборудованных УЭЦН-«перевертышами»,планируется фактически добыть только238,4 тыс. т, что на 162 тыс. т меньше расчетнойдобычи.

В дальнейшем увеличение нагнетательногофонда скважин, оборудованных УЭЦН-«перевер-тышами», позволит достичь суммарной расчет-ной дополнительной добычи нефти 870 тыс. т.



Спи сок ли те ра ту ры

1. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяникаи газовика. – М.: Недра, 1986. – 325 с.2. Каплан Л.С. Совершенствование технологии закачки воды впласт.//Нефтяное хозяйство. – 2001. – №7. – С.49-50.3. Аширов К.Б. О проблеме нефтеизвлечения//Нефтяное хозяй-ство. – 1991. – №3. – С.17-19.4. Ибрагимов Н.Г., Заббаров Р.Г., Гарифов К.М. Совершенствова-ние метода одновременно-раздельной эксплуатации пластовОАО «Татнефть»// Нефтяное хозяйство. – 2009. – №7. – С. 46-48.5. Межскважинная и внутрискважинная перекачка воды всистеме поддержания пластового давления/ И.И. Андреев, В.Г.Фадеев, Р.Б. Фаттахов, Г.А. Федотов. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ»,2006. – 232с.

Таблица 2

Месторож-дение

Номер скважины

Пласт D, мм Источник закачки

Тип насоса Приемис-тость, м3/сут

pпл, МПа Примечание

Алакаевское 226 B1 124 АПласт

Пласт

Пласт

Пласт

Пласт

Пласт

Пласт

Пласт

Пласт

Пласт

Пласт

Пласт

Пласт

Пласт

Пласт

Пласт

Пласт

Пласт

Пласт

Пласт

Пласт

Пласт

Пласт

4 УЭЦНАКИВ-125-1200 150 17,6

Бариновско-Лебяжинское

325 Б0 152 С1 УЭЦНАКИВ-125-1550 91 16,9

Бирюковское 74 ДK 131 С3 ЭЦНАКИВ5-125-1000 120 19,8

Боголюбовское 714 ДK 130 Д3 УЭЦНАКИВ-80-1200 77 21

Верхне-Ветлянское

118 О3, B1 129 С1 ЭЦНАКИВ5-60-1550 70 20,1

Ветлянское 202 B1 131 С1 ЭЦНАКИВ5-80-1400 90 19

Ветлянское 205 B1 131 С1 ЭЦНАКИВ5-125-1389 125 21,7

Эффект не прослеживается

Ветлянское 230 B1 128 КНС «Ветлянское» 0 23,1 Для оценки эффекта прошло мало

времени с момента запуска скважины

Ветлянское 5 О2+О2' 131 С1 ЭЦНАКИВ5-125-1750 125 9,9 Эффект не прослеживается

Винно-Банновское

113 B1 131 С1 ЭЦНАКИВ5-125-1550 145 20,1

Восточное 111 ДВОР1 124 Д3 ЭЦНАКИВ-79-1850 80 28,6 Для оценки эффекта прошло мало


Западно-Коммунарское

30 Б0 132 С1 ЭЦНАКИВ5-125-1750 41 20,7

Киселевское 7 ДЛ 131 С1 ЭЦНАКИВ5-125-1550 149 12,4

Кудиновское 740 Д1` 131 Д3 УЭЦНАКИВ-125-1350 120 28

Неклюдовское 427 Б3(С1А), C2 131 БКНС-12 296 25,2

Никольско-Спиридоновское

112 Б2(С1), B1 132 С1 УЭЦНАКИВ-60-1500 83 19,7

Петрухновское 54 Д3БУР 129 Д3 УЭЦНАКИВ-125-1550 113 24,5

Для оценки эффекта прошло мало времени с момента запуска скважины

160 Д1 130 Д3 УЭЦНАКИВ-200-1450 210 27,1 Подъем-Михайловское 165 Д1 126 Д3 ЭЦНАКИВ5-80-1500 115 23,5


Смагинское 81 Б2(С1) 129 С1 ЭЦНАКИВ-80-1350 81 7,1

Сологаевское 3 ДK, Д1 126 Д3 ЭЦНАКИВ5-200-850 250 25,1 Для оценки эффекта прошло мало


Субботинское 84 О1+О2 125 С1 ЭЦНАКИВ5-60-1900 97 15,3

Сургутское 146 Д1 125 С1 ЭЦНАКИВ5-125-1000 115 12,4

Утевское 82 O2 126 С1 ЭЦНАКИВ5-80-2200 80 19,7


Примечание. D – диаметр эксплуатационной колонны; рпл – пластовое давление.

ВведениеДля существенного повышения эффективности

буровых работ и опережающего ввода в эксплуата-цию новых нефтяных и газовых скважин на место-рождениях ОАО «НК «Роснефть» перед проекти-ровщиками и инженерно-технологическими служ-бами поставлены следующие задачи:

1) повысить качество строительства скважин;2) увеличивать коммерческие скорости бурения

на 5 % ежегодно;3) сокращать время на ликвидацию аварий и

осложнений в процессе бурения на 5 % ежегодно;4) снизить стоимость буровых и сервисных

работ при одновременном повышении качествапредоставляемых услуг;

5) сократить непроизводительное время прибурении (простои, ремонтные работы) на 10-15 %.

Развитие информационных технологий осу-ществляется в рамках проекта создания информа-ционной системы «Контроль и управление строи-тельством скважин» (ИС «КиУСС»), разработан-ной по заданию Департамента бурения, скважин-ных технологий и супервайзинга (ДБСТС) иДепартамента информационных технологий(ДИТ) ОАО «НК «Роснефть». Основное назначениеИС «КиУСС» — обеспечение всех уровней управ-ления ОАО «НК «Роснефть» и при необходимостиподрядных буровых и сервисных компаний пол-ной и достоверной информацией о процессестроительства скважин, проводимых работах,

исследованиях и затратах для решения геологиче-ских и технологических задач, проведения эконо-мического анализа и обеспечения стратегическогопланирования в области строительства скважин.Стадия опытно-промышленной эксплуатациисистемы для решения технологических и экономи-ческих задач осуществляется Проектно-инжини-ринговым центром по строительству и рекон-струкции скважин (ПИЦ) в г. Самаре.

ИС «КиУСС» является территориально распре-деленной трехуровневой системой.

1. Первичный уровень — буровые площадки. Наданном уровне супервайзером формируются опера-тивная информация, рабочая документация исуточная сводка («Журнал супервайзера»), необхо-димая для деятельности супервайзерской и инже-нерной служб. База данных состоит из проектныхданных, суточных отчетов, вышестоящих управлен-ческих решений, справочных ресурсов по техниче-скому оборудованию, химическим реагентам и др.

2. Региональный уровень состоит из двух систем. • Проектно-инжиниринговый центр по строи-

тельству и реконструкции скважин. ИС «КиУСС»используется для контроля исполнения проектныхрешений; своевременной корректировки про-ектно-сметной документации (ПСД); веденияинформационных баз данных по строительству иреконструкции скважин ОАО «НК «Роснефть»;инженерно-технологическому сопровождениюработ. База данных включает проекты по всем


ООО «САМАРАНИПИНЕФТЬ» – 10 лет!

Внедрение новых информационныхтехнологий в процессе строительства и реконструкции скважин ОАО «НК «Роснефть»1

В.Н. Гнибидин, к.т.н., К.А. Шиповский, Б.Р. Шагалеев, М.А. Черников (ООО «СамараНИПИнефть»)

УДК 681.518:622.24 Коллектив авторов, 2010

Ключевые слова: проектно−инжиниринговый центр, информационная система, реальновременные и пакетные данные.Адрес для связи: [email protected]

1 Опубликована в журнале «Нефть. Газ. Навигации». – 2009. – №10. – С. 19-22; в трудах института «Разработка, эксплуатация и обу-стройство нефтяных месторождений». – 2010. – Вып. 1. – С. 229–236.

скважинам ОАО «НК «Роснефть»; принятыеуправленческие решения (протоколы, программыи др.); накопленные данные в режиме реальноговремени от станции ГТИ и забойной телеметрии,суточные рапорты супервайзеров; справочныересурсы, дела скважин, аналитические отчеты обисполнении проектных решений и качестве строи-тельства скважин. Функционирование системы наданном уровне обеспечивает ПИЦ.

• Нефтегазодобывающее общество. ИС «КиУСС»используется для оперативного управления всемиобъектами бурения предприятия, решения задачанализа и отчетности. База данных состоит из про-ектов, принятых управленческих решений (прото-колов, программ и др.), накопленных данных врежиме реального времени от станции ГТИ изабойной телеметрии, суточных рапортов супер-вайзеров, дел скважин. Функционирование систе-мы обеспечивается дочерним нефтегазодобываю-щим обществом.

3. Корпоративный уровень – профильные департа-менты, Центр геологического сопровождения буре-ния скважин ОАО «НК «Роснефть» в г. Москве. Наэтом уровне ИС «КиУСС» обеспечивает посто-янный удаленный (терминальный) доступ к данным

буровой площадки, ПИЦ и дочернего нефтегазодо-бывающего общества ОАО «НК «Роснефть». ИС«КиУСС» осуществляет передачу данных в режимереального времени для Центра геологическогосопровождения бурения скважин ОАО «НК «Рос-нефть». Функционирование системы поддерживает-ся ДБСТС и ДИТ ОАО «НК «Роснефть» (рис. 1).

Информационная подсистема «Удаленный мони-торинг бурения» (ИП «УМБ») является одним изосновных компонентов ИС «КиУСС», которыйобеспечивает формирование и доставку геологи-ческой, технологической и производственнойинформации с буровых площадок на объектыуправления (в профильные департаментыОАО «НК «Роснефть», ПИЦ, дочерние нефтегазо-добывающие компании, буровым и сервиснымподрядчикам), а также доставку управленческихрешений с различных уровней управления набуровую. ИС «УМБ» по функциональностисостоит из двух подсистем:

– подготовки и передачи в режиме реальноговремени пакетных технологических, геологическихи геофизических данных;

– формирования и обработки суточной отчетно-сти «Журнал супервайзера».



Рис. 1. Концептуальная схема ИС «КиУСС»

Информационно-техническаяархитектура ИП «УМБ»Первичный уровень, устанавливаемый на буро-

вой площадке, представляет собой программно-технический комплекс в составе сервера буровойплощадки, к которому подключены через сеть Wi-Fi компьютеры системы сбора от станций ГТИ,забойной телеметрии (ЗТС), ГИС в процессе буре-ния (LWD).

Региональный уровень, устанавливаемый в ПИЦ инефтегазодобывающих компаниях ОАО «НК «Рос-нефть», представляет собой программно-техниче-ский комплекс в составе сервера управления, объ-единенного в локальную сеть предприятия и управ-ляющего сервером буровой площадки.

Корпоративный уровень, устанавливаемый впрофильных департаментах ОАО «НК «Роснефть»,представляет собой программно-техническийкомплекс в составе сервера уровня управления,объединенного в локальную сеть предприятий иимеющего доступ к данным, расположенным навсех уровнях, в терминальном режиме по корпора-тивной сети.

ИП «УМБ» функционирует в круглосуточномрежиме. Информационный обмен между буровойплощадкой и объектами управления проводитсяна основе использования постоянного спутнико-вого канала связи. Программные средства ИП«УМБ» обеспечивают два режима передачиинформации: в режиме реального времени ипакетную передачу данных. Данные в режимереального времени передаются с частотой, опреде-ляемой характеристиками системы сбора инфор-мации в составе станций ГТИ и LWD и пропускнойспособностью канала связи (не чаще чем 1 раз всекунду).

Минимальный набор данных, передаваемых врежиме реального времени или в режиме пакетнойпередачи, с привязкой ко времени сбора информацииследующий:

– глубина забоя, м;– глубина долота, м;– положение долота над забоем, м;– положение талевого блока, м;– скорость движения талевого блока, м/с;– механическая скорость бурения, м/ч;– вес на крюке, тс;– нагрузка на долото, тс;– давление на входе, атм;– поток на выходе, л/с;

– температура промывочной жидкости навыходе, °С;

– объем промывочной жидкости в рабочих емко-стях, м3;

– объем промывочной жидкости в доливнойемкости, м3;

– суммарные газопоказания бурового растворана выходе, %;

– компонентный состав углеводородного газа избурового раствора на выходе (метан, этан, пропан,бутан, пентан), %;

– технологический этап, код;– нештатная ситуация, код;– данные ЗТС и LWD.В июле – сентябре 2009 г. тестовые испытания

ИС «КиУСС» были проведены при строительстведвух горизонтальных скважин в ОАО «Самара-нефтегаз». В ходе испытаний все элементы систе-мы работали в штатном режиме.

Некоторые возможности системы можно про-демонстрировать на примере скв. 24 Советскогоместорождения. На этом объекте работаИП «УМБ» ИС «КиУСС» осуществлялась в пер-вую очередь с целью оценки возможности анали-за соответствия фактических параметров буре-ния проектным решениям. В вагончике супервай-зера, обученного передаче информации, был раз-мещен сервер с программным обеспечением ИП«УМБ» ИС «КиУСС», установлена связь со стан-цией ГТИ, развернут спутниковый терминал.Было также проведено обучение специалистовПИЦ работе с системой и ведению проектных базданных. Передача информации с буровой осу-ществлялась в режиме реального времени отстанции ГТИ и в режиме пакетной информации«Журнал супервайзера» по схеме: датчики стан-ции ГТИ – компьютер ГТИ – сеть Wi-Fi – серверсупервайзера – спутниковый терминал с переда-чей сигнала на ИСЗ «Ямал» – сервер ОАО «НК«Роснефть» – канал корпоративной связи – серверПИЦ. При анализе проектных баз данных всравнении с фактическими результатами установ-лено, что наиболее значимыми показателями впроцессе бурения, по которым можно зафиксиро-вать серьезные технологические несоответствия,являются траектория ствола скважины, парамет-ры бурового раствора, баланс времени строитель-ства, а также уровень качества услуг, предостав-ляемых подрядными организациями в процессебурения. Системное предоставление информа-



ции, основанное на оперативном контроле техно-логических показателей бурения, экономическихпоказателях, поступающих от супервайзера, даетвозможность оценивать качество работ по всемосновным циклам строительства скважины(рис. 2). Работа специалистов с использованиемИС «КиУСС» позволяет видеть реальное положе-ние дел и оперативно корректировать ход буро-вых работ. Обязательное оснащение ИС «КиУСС»особо ответственных и дорогостоящих скважинпозволит обеспечить должный контроль процес-са буровых работ для повышения качества иэффективности строительства скважин.

При использовании ИС «КиУСС» также былвыявлен ряд параметров, совместный анализ кото-рых дает возможность спрогнозировать и обнару-жить потенциальные аварийные ситуации в про-цессе строительства скважины. Для анализа быливзяты изменения нагрузки на долото, веса накрюке и давления бурового раствора в нагнета-тельной линии в режиме реального времени отстанции ГТИ. Информация о появлении призна-ков осложнения в процессе бурения должна иден-тифицироваться специалистом в режиме визуаль-ного контроля данных. Специалист, ответствен-ный за контроль режимов бурения, обязан свое-

временно обнаружить начало и причину осложне-ния и принять оперативные решения. Опыт пока-зал, что отсутствие оперативных действий припервых признаках начала осложнения приводит кдлительным работам по его ликвидации. Анализ,проведенный специалистами ПИЦ, определил, чтопричиной осложнения стало нарушение подряд-ной организацией проектных решений в частинесоблюдения параметров бурового раствора.Результаты работы в данном направлении приве-дены в виде графиков на рис. 3 с соответствующи-ми комментариями.

ЗаключениеКонтроль исполнения проектных решений поз-

волит в будущем определять соответствие факти-ческих данных бурения решениям, заложенным впроекте, по всем объектам строительстваОАО «НК «Роснефть», а также вырабатыватьоптимальные решения с целью совершенствова-ния процесса строительства скважин. Системноенакопление баз данных и включение в проектэффективных решений обусловливают снижениеаварийности, увеличение коммерческой скоростибурения, а в дальнейшем – совершенствованиетехнико-технологических решений при строи-



Рис. 2. Отклонение фактических параметров траектории скважины от проектных решений

тельстве и реконструкции скважин. Для совер-шенствования ИС «КиУСС» необходимо разрабо-тать систему прогнозирования осложнений, нару-шений режимов бурения и отклонений от про-ектных решений в автоматизированном режиме.

В настоящее время ИС «КиУСС» установлена накорпоративном уровне управления вОАО «НК «Рос нефть» (г. Москва), на региональ-ных уровнях в ООО «РН-Юганскнефтегаз»(г. Нефтеюганск), ЗАО «Ванкорнефть» (п. Туру-ханск), ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»(г. Южно- Саха линск) и ООО «СамараНИПИ-нефть» (г. Самара). В 2009 г. к системе «КиУСС»планируется подключить ОАО «Самаранефтегаз».В 2010–2013 гг. в ИС «КиУСС» будут интегрирова-ны все наиболее сложные и ответственные буро-вые площадки нефтегазодобывающих компанийОАО «НК «Роснефть», что позволит обеспечитьполный и своевременный контроль хода буровых

работ для совершенствования проектных реше-ний, повышения качества и эффективностистроительства скважин, внедрения инновацион-ных технологических решений.




1. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяникаи газовика. – М.: Недра, 1986. – 325 с.2. Каплан Л.С. Совершенствование технологии закачки воды впласт.//Нефтяное хозяйство. – 2001. – №7. – С.49-50.3. Аширов К.Б. О проблеме нефтеизвлечения//Нефтяное хозяй-ство. – 1991. – №3. – С.17-19.4. Ибрагимов Н.Г., Заббаров Р.Г., Гарифов К.М. Совершенствова-ние метода одновременно-раздельной эксплуатации пластовОАО «Татнефть»// Нефтяное хозяйство. – 2009. – №7. – С. 46-48.5. Межскважинная и внутрискважинная перекачка воды всистеме поддержания пластового давления/ И.И. Андреев,В.Г. Фадеев, Р.Б. Фаттахов, Г.А. Федотов. – М.: ОАО «ВНИ-ИОЭНГ», 2006. – 232с.

Рис. 3. Выявление признаков осложнений в процессе строительства скважины


ЭКОНОМИКА, УПРАВЛЕНИЕ, КАДРЫ

ВведениеОАО «НК «Роснефть» и ряд дочерних обществ

компании, которые имеют возможность распоря-жаться денежными средствами, формируют потоквременно свободных денежных средств. Временносвободные денежные средства требуют максималь-но эффективного использования. В настоящеевремя компания и определенные дочерние обще-ства в основном пользуются простыми депозита-ми, позволяющими получить умеренную доход-ность при наличии только кредитного риска.

С целью оптимизации сальдо дохода и расходапо прочей деятельности и увеличения выручки нетолько за счет продажи нефти и других основныхпродуктов, но и за счет иных видов деятельностинеобходимо использовать финансовые инструмен-ты с более высокой доходностью, которые приэтом отвечали бы консервативной стратегииуправления денежными средствами. В данном слу-чае требуется применение новой стратегии управ-ления абсолютной ликвидностью структурныхбанковских продуктов.

Структурный банковский продукт – это инве-стиционная стратегия с заранее оговоренным сро-ком, сформированная с помощью различныхфинансовых инструментов и составленная с уче-том условий клиента. Такая стратегия позволяет нетолько получить доход при выполнении опреде-ленных условий, но и обеспечить защиту инвести-ций. При формировании структурного продукта ввиде структурного депозита обязательным услови-ем в соответствии с законодательством Россий-ской Федерации является получение дохода.

Для реализации подобной стратегии необходи-мы разработка и постановка модели управленияпотоком временно свободных денежных средств сиспользованием новых банковских продуктов.При этом решаются следующие задачи.

1. Определение стратегии, необходимой дляиспользования структурных продуктов.

2. Изучение различных типов структурных про-дуктов [1].

3. Выбор математических моделей для заданияпараметров необходимого продукта, сравненияпредложений банков и определения их эффектив-ности.

4. Изучение и применение методологии финан-совой проверки банков и расчета лимитов кредит-ного риска.

5. Постановка и автоматизация алгоритма рабо-ты модели.

6. Оценка эффективности проекта.

Оптимизация размещения временно свободных денежных средствДля использования структурных банковских

продуктов необходимо дополнить действующуюстратегию управления абсолютной ликвидностьюновыми элементами. Первым и главным этапомтекущей стратегии является управление портфе-лем валют для поддержания платежеспособностикомпании и реальной стоимости портфеля. Вто-рой этап подразумевает оценки потока временносвободных денежных средств путем определениястрахового остатка. Третий этап – размещение вре-менно свободных денежных средств.

Оптимизация управления абсолютной ликвидностью компании с использованием новых банковскихпродуктов для повышения доходностифинансовых вложений

Д.Е. Рябчун (ОАО «Удмуртнефть»)

УДК 338.45:622.276 Д.Е. Рябчун, 2010

Ключевые слова: абсолютная ликвидность, банковские продукты, финансовые вложенияАдреса для связи: [email protected]



Рассмотрим третий этап более подробно. Дей-ствующая стратегия включает: определение исход-ных условий (сумма, валюта, срок); расчет лимитакредитного риска по выбранным компанией банкам[2]; заключение договоров с банками в рамках рас-четных лимитов; проведение конкурса; выбор наи-лучших котировок в рамках лимита. Предлагаемаястратегия отличается от действующей наличием сле-дующих дополнительных этапов (рис. 1):

– определение вероятности и доверительныхинтервалов колебаний базовых активов;

– формирование расчетных условий по размеще-нию;

– анализ предложений банков;– проверки финансового состояния банка при

необходимости [3].

Для реализации предлагаемой стратегии необхо-димо создать модель, основанную на следующемалгоритме.

1. С заданной периодичностью ввод данных окотировках базовых активов из базы данных (БД)«Рейтерс», данных рейтинга банков из БД РБК, атакже отчетности присутствующих в рейтингебанков из БД Центрального банка РФ.

2. Ввод данных о сроке, сумме, валюте вклада,если известно, валюте будущих платежей и требуе-мом уровне риска. Модель представляет исполни-телю на рассмотрение доверительные интервалыколебаний базовых активов и другую аналитиче-скую информацию для выполнения экспертныхоценок [4].

3. С помощью дополнительной опции обеспечи-вается возможность выбора контрагентов, форми-рования по ним отчетности, ее анализа, отображе-ния результатов комплексной финансовой провер-ки и расчета лимитов по банкам.

4. Формирование перечня возможных условий дляпроведения конкурса и перечня банков на основеполученной информации и экспертной оценки.

5. Формирование и утверждение окончательноговарианта исходных условий и перечня банков поперечню возможных условий ответственным запринятие решения лицом (или комиссией).

6. Проведение конкурса.7. После представления банками-претендентами

предложений по размещению средств на заданныхусловиях полученные данные вводятся в модель, гдестроится график прибыли и убытков, рассчиты-ваются вероятность получения дохода [5], риск воз-никновения упущенной выгоды по каждому пред-ставленному предложению и формируется ранжи-рованный список банков в разрезе котировки, лими-та, риска, а также характеристики (параметров) каж-дого инструмента и комментариев эксперта.

На основе итогового отчета принимается реше-ние о размещении средств. При принятии данногорешения для выполнения анализа варианты груп-пируются по трем видам депозитов: простой, бива-лютный и структурный.

В качестве примера рассмотрим один из струк-турных депозитов, предлагаемых банками, кото-рый основан на применении экзотическойопционной стратегии Double-No-Touch [6, 7].

Опцион Double-No-Touch предоставляет его дер-жателю право получить заранее определенноеденежное вознаграждение на дату исполненияопциона, если цена базисного актива не достигнетни одной из двух заданных величин (барьерныхзначений). Базовыми могут быть любые активы,находящиеся в обращении на открытых рынках(валютный, сырьевой, фондовый и др.). Базовымактивом в нашем случае является валютная парарубль – доллар США.

Из рис. 2 видно, что существенно более предпоч-тительным представляется вариант размещениясредств на структурный депозит, поскольку доход-ность практически на всем вероятностном отрезкеколебаний актива превышает доходность по просто-

Определение условий депозита (сумма, валюта, срок)

Расчет лимита размещения по выбранным банкам

Заключение договора

Проведение конкурса

Выбор наилучших условий в рамках лимита

Проведение финансовой проверки

Определение доверительного интервала колебаний базового актива

Формирование расчетных параметров продукта

Анализ предложений банков

Рис. 1. Предлагаемая стратегия размещенияденежных средств

Рис. 2. Сравнение простого (1), бивалютного (2) иструктурного (3) депозитов




1. Энциклопедия финансового риск-менеджмента/под ред.А.А. Лобанова и А.В. Чугунова. – М.: Альпина Бизнес Букс, 2006. –878 с.2. Методические указания № П2-06 С-016 М-001 «Методика рас-чета лимитов кредитного риска на контрагентов по депозитнымоперациям», версия 1.003. Указание ЦБ РФ от 16 января 2004 г. N 1379-У «Об оценкефинансовой устойчивости банка в целях признания ее достаточ-ной для участия в системе страхования вкладов» в ред. УказанийЦБ РФ от 18.02.2005 N 1552-У, от 10.03.2006 N 1667-У, от20.09.2006 N 1724-У, от 10.07.2007 N 1861-У.4. Нейман Эрик Л. Малая энциклопедия трейдера. – М.: АльпинаБизнес Букс, 2006. – 456 с.5. Винс Р. Математика управления капиталом. – М.: Альпина Биз-нес Букс, 2006. – 400 с.6. Халл Джон К. Опционы, фьючерсы и другие производныефинансовые инструменты. – М.: Вильямс, 2007. – 1056 с.7. Макмиллан Лоуренс Г. Опционы как стратегическое инвестиро-вание. – М.: Евро, 2003. – 1232 с.

му валютному и бивалютному депозитам, а рисквозникновения упущенной выгоды ограничиваетсятолько потерей доходности (вероятность возникно-вения данного события невелика).

Рассмотрим эффективность использованияпредлагаемой стратегии на примере потенциаль-ного проведения двух операций размещениясредств на депозит в 2009 г. Сравним доходностьпростого и структурного депозитов (табл. 1).

Прирост капитала по структурным депозитамсоставил 20,2 млн. долл. США, по простым –12 млн. долл. США.

В табл. 2 представлено несколько структурныхпродуктов в сравнении с простым депозитом посостоянию на 23.06.10 г. Срок размещения – 6 мес,текущий курс 1 долл. США – 30,5 руб.

Например, для определения итоговой ставки подепозиту RA (см. табл. 2) рассчитывается срок нахож-дения курса валют в заданном коридоре. Затем этотсрок делится на общий срок вклада и умножается наставку. Для того, чтобы доходность по депозиту RAпревысила доходность по простому депозиту, потре-

буется всего 2 недели нахождения курса в данномкоридоре. Вероятность нахождения курса в данномкоридоре 6 мес составляет почти 70 %. При расчете на16 дней вероятность приближается к 100 %.

ЗаключениеПрименение модели управления потоком вре-

менно свободных денежных средств с использова-нием структурных депозитов позволяет:

– быстро, автоматически подбирать наилучшиеварианты размещения;

– автоматически определять контрагенты, рассчи-тывать лимиты кредитного риска по ним, а такжепроводить комплексную финансовую проверку дляснижения кредитного риска при размещении;

– существенно снизить трудоемкость выполняе-мых исполнителем операций;

– расширить эффективную диверсификациювложений;

– упростить обработку информации при приня-тии управленческих решений о размещении;

– исключить дополнительные затраты при реа-лизации проекта;

– получить существенно более высокую доход-ность при размещении и, как следствие, дополни-тельную выручку от другой деятельности.

Применение модели в 2009 г. позволило бы полу-чить прирост доходности 68 %.

Таблица 1

Срок депозита, мес Показатель

2 3

Сумма, млн. долл. 500/500 300/300

Ставка, % 8/16 7/9,25

Интерес, млн. долл. 6,7/13,3 5,3/6,9

Примечание. В числителе приведены значения показателей в случае размещения на простой депозит, в знаменателе – на структурный.

Таблица 2

Вид депозита Процентнаяставка, %

Strike 1 Strike 2 Trigger 1 Trigger 2

Currency deposit (CD)

1 - - - -

Knock out (KO) 3 31 - - 35

Knock in (KI) 8 31 - 31 -

Dual currency deposit (DCD)

9 31 - - -

Threefold currency deposit (TCD)

10,8 31 1,22 - -

Range accrual (RA)

13 31 - 29 32,5

No touch (NT) 19 31 - 31,5 -

Double no touch (DNT)

22 31 - 28,5 33

Примечание. Strike (strike price) – страйковая цена (цена исполнения опциона);Trigger – барьерная цена, триггер; Currency deposit – валютный депозит; Dual currency deposit – бивалютный депозит; Threefold currency deposit –мультивалютный депозит; Knock in, Knock out – структурные депозиты,основанные на использовании барьерных опционов; Range accrual –структурный депозит, основанный на использовании накопительногоопциона; No touch, Double no touch – структурные депозиты, основанные наиспользовании бинарного опциона.

ВведениеБаженовская свита (БС) является одним из наи-

более изучаемых, но при этом наименее предска-зуемых объектов нефтегазовой геологии в России.Достаточно сказать, что с начала изучения баже-новской свиты прошло уже более 50 лет, более10 % всех защищенных диссертаций по нефтянойгеологии посвящено этим отложениям. Исследова-ния проводятся постоянно, появляются новыепубликации, однако это не делает баженовскуюсвиту более предсказуемой. В настоящее времяизвестно более 70 месторождений с промышлен-

ными запасами нефти в БС, однако бурение сква-жин с целью получения гарантированного прито-ка нефти даже в оконтуренных залежах по-преж-нему проводится методом «дикой кошки». Место-рождения нефти в БС открываются случайно, уни-фицированной методики подсчета запасов по пла-сту Ю0 нет. Поэтому вполне объяснимо, что иоценки запасов порой различаются более чем напорядок (от 600 млн. до 30 млрд. т). Опыт эксплуа-тации Салымского месторождения свидетельству-ет об отсутствии надежных технологий рентабель-ной разработки БС.


ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА

Баженовская свита. Общий обзор, нерешенные проблемы

И.С. Афанасьев, к.ф.−м.н., Е.В. Гаврилова, Е.М. Бирун (ОАО «НК «Роснефть»),

Г.А. Калмыков, к.г.−м.н., Н.С. Балушкина(МГУ им. М.В. Ломоносова)

УДК 553.98 Коллектив авторов, 2010

Ключевые слова: битуминозные аргиллиты, органическое вещество, карбонатные породы, гидроразрыв пласта, трещиноватость.Адрес для связи: e–[email protected]

В настоящее время баженовская свита рассматривается как один из стратегически важных объектовдля восполнения ресурсной базы нефтяной отрасли России. ОАО «НК «Роснефть» ведет промышленную экс-плуатацию этих отложений на Салымском месторождении (ООО «РН-Юганскнефтегаз») и планирует еерасширение.

В 2010 г. в компании принята и реализуется Целевая Инновационная Программа (ЦИП) «Разработка техно-логий освоения карбонатно-глинисто-кремнистых толщ баженовской свиты». В рамках этой программы мыначинаем публикацию цикла статей, посвященных баженовской свите. В первой части цикла основное внима-ние будет уделено вопросам геологического изучения отложений, во второй – планируется рассмотрение про-блем, связанных с технологиями освоения и разработки.

Уважаемые читатели, когда вы возьмете в руки этот номер выпуска, в ООО «РН-Юганскнефтегаз» ужебудет завершено бурение трех добывающих скважин на баженовские отложения Правдинского месторож-дения. Планируется отобрать изолированный керн, провести его расширенные современные исследованияи выполнить геофизические исследования скважин (ГИС), а также испытать технологию множественныхгидроразрывов пласта (ГРП).

Публикация материалов продолжится, и мы приглашаем всех к обсуждению результатов, обмену мнениямии идеями.

Геология баженовской свитыБаженовская свита входит в состав одноименно-

го горизонта. Отличительной чертой этого гори-зонта считается битуминозность пород. На боль-шей части Западной Сибири баженовский гори-зонт, включая баженовскую и частично тутлеим-скую, марьяновскую, даниловскую, яновстанскуюи другие свиты, представлен битуминознымиаргиллитами [1].

Латеральными аналогами БС по окраинам бас-сейна являются небитуминозные и слабобитуми-нозные породы соответствующих частей данилов-ской (на северо-западе), яновстанской (на северо-востоке), марьяновской (на востоке и юге) и дру-гих свит.

Породы собственно БС подстилаются прибреж-но-морскими и морскими отложениями абалак-ской или георгиевской свит, отражающих процес-сы постепенного затопления территории ЗападнойСибири в поздней юре. Перекрываются песчано-глинистыми клиноформными отложениями ниж-него мела. Накопление пород в составе баженов-ского горизонта отвечало условиям максимальнойпозднеюрско-раннемеловой трансгрессии морско-го бассейна, площадь зеркала воды которогодостигала 2 млн. км2.

Возраст битуминозных пород различен. Западнеецентрального поля развития отложений БС про-исходит последовательное омоложение битуми-нозных пород от титона до готерива. Эта инфор-мация дает представления о динамике развитиябаженовского бассейна, что необходимо учитыватьпри корреляции разрезов битуминозных пород ифациальных построениях.

БС хорошо прослеживается по латерали и распро-странена на территории площадью более 1 млн. км2

при толщине от 10 до 60 м (в среднем 30 м). В неко-торых случаях, в так называемых «аномальных раз-резах» БС, толщина достигает 100 м и более.

Глубины залегания отложений возрастают внаправлении от южных частей Западно-Сибир-ской плиты к северным. Минимальные отметкикровли составляют 600 м, максимальные – 3800 м.

Для битуминозных и обогащенных органиче-ским веществом пород часто используется термин«черные сланцы» (black shales). Применительно кБС устоявшимся термином остается «битуминоз-ный аргиллит». Термин этот изначально использо-вался для того, чтобы подчеркнуть существенноеотличие пород БС от вмещающих [2].

Состав пород БС определяется соотношениембиогенной и терригенной составляющих (рис. 1).К биогенной составляющей относятся кремнезем,слагавший скелеты и раковины организмов, керо-ген, который в некоторых случаях может заниматьбольшую часть объема породы, иногда такжепородообразующее значение приобретает карбо-натный материал. Карбонатные породы в составеБС могут быть нескольких типов. К первичнымбиогенным относятся карбонаты, слагающиеостатки пелеципод, фораминифер, гастропод, теу-тид, кокколитофорид и пеллетовых образований[3]. Это могут быть органогенные постройки позд-неюрского и раннемелового возраста, которыеформировались в наиболее мелководных частяхсуществующего в то время морского бассейна.Карбонатные породы могут являться вторичнымипо отношению к первичным биогенно-кремни-стым. Биоморфная структура пород при карбона-тизации сохраняется, но кремнистый составменяется на карбонатный. Вторичные карбонатыявляются продуктами хемогенного замещения.

Обломочный материал представлен в основномглинистыми минералами, которые сносились вбассейн с прилегающей суши: Уральской равнинына западе, Средне-Сибирской равнины на востоке,Казахской возвышенности на юге и Алтае-Саянской возвышенности на юго-западном окон-чании плиты (рис. 2). Удаленность источниковсноса от центральных частей палеобассейна опре-делила поступление терригенного материала вцентральную часть бассейна преимущественно всоставе глинистой фракции.

Пирит также является постоянным компонен-том пород. При этом установлена пиритизация



Объем пор (2,5 %)

Кероген (15 %)

Глины (20 %)Кремнезем,карбонат (60 %)

Пирит (2,5 %)

Рис. 1. Минерально−компонентная модель баженовскойсвиты (район деятельности ООО «РН−Юганскнефтегаз»)

нескольких стадий. Пирит более ранней генерацииприсутствует в тонкодисперсной форме и образуетпрочно связанные с керогеном органоминераль-ные комплексы. Пирит более поздней генерацииразвит неравномерно и образует прослои и линзытолщиной в несколько сантиметров.

В общем случае органическое вещество БС,количество которого в отдельных прослоях дости-гает 60 % и более по объему, имеет первичнуюприроду и связано с жизнедеятельностью фито-планктона, водорослевых организмов и наземнойрастительности. При этом преимущественно мор-ское сапропелевое вещество (в первую очередь,бесскелетные организмы – бактериальные и водо-рослевые) характерно для центральных областейбассейна, тогда как при приближении к окраин-ным частям в составе органического вещества

фиксируется увеличение доли наземной гумусовойорганики. Эти выводы подтверждаются как угле-петрографическими, так и геохимическими мето-дами. Остатки витринита характерны для окраин-ных районов распространения отложений БС.Характерной особенностью является увеличениесодержания в породах органического вещества отподошвы свиты к кровле.

Наряду с высокими содержаниями органическо-го вещества в породах установлены повышенныеконцентрации многих элементов: Mo, U, V, Cu, Zn,Ni, As, Sb, Se, Ag, Au, Ba, Br. Распределение их по раз-резу коррелирует с распределением органическоговещества в породах. Повышенные содержаниямикроэлементов чаще всего объясняют концент-рационной функцией планктонных организмов,заселявших водную толщу [4]. При описаниипород БС на многих площадях авторами обнару-жены остатки двустворчатых бентосных организ-мов (рис. 3).

Считается, что условия осадконакопления вбаженовском бассейне характеризовались серово-дородным заражением придонных вод. Однакопервые находки следов илоедов в высокоуглероди-стых (Сорг = 10,5 %) баженовских породах на юго-востоке плиты в районе Томской области свиде-тельствуют о том, что «приходится допускатьналичие участков со слaбым кислородным насы-щением ниже поверхности осадок – вода в глубо-ководных впадинах на дне баженовского моря» [5].Находки следов зарывающихся организмов, остат-ки бентосной фауны, различные геохимическиепоказатели указывают на, по крайне мере, перио-дическое отсутствие условий сероводородногозаражения в придонных слоях баженовского моря.



Рис. 2. Палеогеографическая карта Западной Сибири впоздневолжское время [3]:

палеогеографические обстановки: 1 – плато, нагорья, гор−ные области (более 600 м); 2 – области денудации (холми−стое плато) (200−600 м); 3 – аллювиально−озерно−болот−ная равнина (до 200 м); 4 – марши, лагуны; 5 – верхняя суб−литораль; 6 – средняя сублитораль; 7 – нижняя сублито−раль; 8 – псевдобатиаль; границы: 9 – Западной Сибири;10 – битуминозных отложений; 11 – аномальные разрезы;органические остатки: 12 – кокколитофориды; 13 – радио−лярии; 14 – белемниты; 15 – аммониты; 16 – двустворчатыемоллюски; 17 – фораминиферы

Рис. 3. Скопления раковин бентосных организмов вотложениях баженовской свиты, вскрытых на Салым−ском месторождении

По мнению авторов, баженовское море былоотносительно мелководным. Об этом свидетель-ствуют разности глубин залегания ундоформен-ной и фондоформенной частей ачимовских клино-циклитов, заполнивших бассейн позднее, которыесоставляют 200-300 м.

НефтеносностьИстория совместной разработки баженовско-

абалакского комплекса залежей БС в центральнойчасти Западной Сибири показывает, что она отли-чается от разработки традиционных коллекторов.

Прежде всего необходимо отметить следующиеособенности.

• Неравномерное по площади распределениескважин с высоким начальным дебитом. Причемразница в дебитах может составлять два порядка:от первых тонн в сутки до нескольких сотен.

• Скважины с притоками нефти характеризуют-ся (но не всегда) повышенными температурами ианомально высоким пластовым давлением(АВПД), которое может превышать гидростати-ческое в 1,8 раза. Это свидетельствует, во-первых,о наличии значимых запасов нефти, приведших кавтофлюидоразрыву пласта и повышению давле-ния, во-вторых, о потенциально больших коэф-фициентах извлечения нефти (КИН) на упругомрежиме разработки.

• Существенное увеличение дебитов скважинпосле проведения гидроразрыва пласта (ГРП).

• Достаточно резкий спад производительностискважины: в течение года дебит может снизитьсяна порядок. При этом притоки из основного про-дуктивного пласта КС1 (карбонатный слой) баже-новско-абалакского комплекса на Салымскомместорождении могут поддерживаться на протя-жении нескольких десятков лет на уровне 10 т/сут.

Согласно анализу данных гидродинамическихисследований скважин на Салымском месторожде-нии, проведенных С.Г. Вольпиным и Л.В. Закри-ничным (ОАО «ВНИИнефть»), БС следует рас-сматривать как толщу, состоящую из интервалов-коллекторов, отдающих нефть из пласта в скважи-ну, и матрицы, отдающей нефть в интервалы-кол-лекторы. Эти выводы прозвучали в докладе «Опре-деление типа коллектора в отложениях баженов-ской свиты по данным ГДИ (Салымское месторож-дение)» на рабочем семинаре «Нефтегазоносностьотложений баженовской свиты: проблемы и реше-ния» (КНТЦ ОАО «НК «Роснефть», Москва,

18 декабря 2008 г.). По оценкам С.Г. Вольпина, неф-теотдающие интервалы обеспечивают 30 %, мат-рица – 70 % добычи нефти.

Основной задачей при изучении нефтеносностиявляется получение информации о нефтеотдаю-щих интервалах БС. Практически не имея возмож-ности изучить их на керне, геологи разработалиоколо десятка моделей, объясняющих тип коллек-тора и процессы его образования. К сожалению,пока ни одна из них надежно не подтвердилась.

В то же время анализ механизмов образованияемкости пород БС невозможен без создания кор-ректной геологической модели отложений, учиты-вающей множество факторов. Среди них глав-ные – процессы преобразования минеральной иорганической пород при накоплении осадка, диа- икатагенезе. Осложняющим фактором являютсяобразование трещин и кольматация при техноген-ном воздействии на породу при бурении и подъе-ме колонки керна на поверхность. Задача определе-ния и корреляции типов пород осложняется такжетем, что разрезы БС, охарактеризованные керном,значительно различаются даже в соседних скважи-нах. Вмещающие промышленные скоплениянефти отложения, имеющие «нетрадиционный»состав пород-коллекторов, требуют специальноразработанных методик их изучения. Такой ком-плексной методики в настоящее время нет.

Нефтеотдающие интервалы в БС имеют ограни-ченное распространение по площади, распределе-ны в разрезе неравномерно, их толщина состав-ляет от первых десятков сантиметров до первыхметров. Проблема исследования нефтеотдающихинтервалов заключается в том, что трещиноватые,листоватые породы при бурении практическиневозможно извлечь на поверхность в виде целыхобразцов керна: они обычно крошатся и выносят-ся в виде шлама или небольших обломков пород.По этой причине изучение нефтеотдающих интер-валов на керне практически невозможно, а оце-нить их фильтрационно-емкостные свойства(ФЕС) можно только по данным промыслово-гео-физических исследований (ПГИ) скважин. Причемоценка проницаемости может быть проведенатолько по данным гидродинамических исследова-ний (ГДИ).

Проблема разработки залежей нефти в БСзаключается в низком КИН. В настоящее времякоэффициент извлечения нефти из пласта Ю0баженовской свиты Салымского месторождения



из запасов, подсчитанных на основании неоче-видной методики, составляет около 7 %. Основ-ным при разработке баженовской свиты остаетсявопрос увеличения КИН. При этом в первую оче-редь интерес представляют уже сформировав-шиеся залежи нефти, из которых ее можноизвлечь «традиционными» методами. В дальней-шем объектом разработки может являться всятолща, насыщаемая нефтью при термическойдеструкции керогена.

ПродуктивностьОтдающими интервалами в баженовско-абалак-

ском комплексе прежде всего могут быть трещин-но-кавернозные карбонатные отложения. Вторымтипом коллектора могут быть трещиноватые илилистоватые баженовиты, сложенные преимуще-ственно керогеном и кремнеземом. Пористостьэтих пластов, по оценкам разных авторов, можетдостигать 20 % при проницаемости, превышаю-щей 1 мкм2 (сообщающиеся хорошо раскрытыетрещины). При этом пористость матрицы состав-ляет единицы процентов (обычно 1-2 %), не пре-вышая 5 % (один образец из 200 исследованныхавторами).

Ознакомившись с разрезами БС в центральной изападной частях ее распространения, данными опродуктивности, результатами ПГИ, учитываяогромный опыт предыдущих исследований, авто-ры пришли к выводу, что наиболее перспективнымобъектом являются карбонатные прослои, протя-женность которых может составлять несколькокилометров. На Большом Салыме к ним относитсяпласт КС1, расположенный в пограничной зонемежду отложениями абалакской и баженовскойсвит. К северу от Большого Салыма, на Сургутскоми Красноленинском сводах такие пласты встре-чаются в самой толще БС и идентифицируютсякак первично карбонатные (водорослевые, ракуш-няковые банки) или вторично-карбонатизирован-ные пласты. В разрезе БС можно выделитьнесколько интервалов, где кремнистые породыподверглись частичной или полной карбонатиза-ции. Лучше всего по площади прослеживается кар-бонатный прослой, приуроченный к границе верх-ней и нижней частей БС, которые существенноразличаются по плотности, что обусловлено раз-личным содержанием керогена. Плотностныехарактеристики этих частей свиты позволяютвыявлять границу по данным сейсморазведки.

Выяснение природы карбонатных тел – оченьважный фактор для прогноза их распространения.Возраст и время формирования органогенныхкарбонатных построек могут различаться в зави-симости от времени максимальной трансгрессииморского бассейна. Поэтому поиск и прогноз рас-пространения карбонатных пород необходимопроводить на базе литолого-фациальных исследо-ваний. После проведения литолого-фациальногоанализа необходимо оценить и установить законо-мерности изменения литологического состава. Вобщем виде эти закономерности проявляются вувеличении доли терригенной (глинистой) состав-ляющей в прикровельной и приподошвеннойчастях БС и повышении генерационного потен-циала вверх по разрезу.

Породы, которые имеют преимущественнокремнистый и карбонатный состав, являютсяпотенциальными коллекторами с емкостью тре-щинного и порово-трещинного типа. Они наибо-лее предрасположены к образованию трещин врезультате тектонических движений или иных воз-действий, выразившихся в резком снижении пла-стового давления и изменении напряженногосостояния этих пород. Признаки такого воздей-ствия можно наблюдать на керне (рис. 4).

Для оценки свойств разреза, с точки зрениятого, какие породы и при каких начальных усло-виях следует подвергать гидроразрыву, необходи-мо охарактеризовать разрез по упруго-прочност-ным свойствам слагающих пород. Для этого сле-дует провести исследования пород в условияхнеравномерного сжатия. Коллекция керна должнавключать все основные типы пород, особое вни-мание необходимо обратить на кремнистые икарбонатные разности. Ожидается, что последние



Рис. 4. Густая сеть техногенных трещин, развитых на«горбушке» керна (а), и отсутствие трещины внутрикерна (б)

будут наиболее хрупкими и разрыв их сплошно-сти произойдет при меньших внешних давле-ниях. Такая информация необходима как для про-ектирования дизайна ГРП, так и для оценки рабо-ты пласта в целом.

Основные подходы к разработке баженовской свитыПри наличии значимых запасов следующим

ключевым фактором является проницаемостьпласта. В настоящее время главным механизмом,обеспечивающим приток флюида в скважиныбаженовской свиты, является фильтрация нефтичерез систему естественных протяженных трещинпласта. Однако естественная трещиноватость раз-вита слабо, а проницаемость матрицы находится впределах 0,001⋅10-3 мкм2. Возможно, именно этимобъясняется отсутствие притока в скважинах сявно нефтенасыщенным керном.

В связи с отмеченным основной технологиче-ской задачей разработки БС является созданиевторичной проницаемости нефтенасыщеннойматрицы за счет плотной системы наведенныхтрещин. Это обеспечивает технология бурениягоризонтальных скважин с множественными ГРП.Подобная технология успешно и широко исполь-зуется в США для добычи сланцевого газа из пла-стов – аналогов БС. В России данная технология неприменялась. При этом основной задачей ГРПявляется обеспечение интенсивного растрескива-ния пласта, создание вторичной проницаемости взоне дренирования скважины.

Для успешного применения данной технологии иопределения оптимальных дизайнов ГРП необхо-димо точное определение геомеханическихсвойств пласта на основе создания корректныхгеомеханических моделей.

ЗаключениеНесмотря на кажущуюся изученность, баженов-

ская свита остается непознанным объектом какдля геологов, так и для разработчиков. Современ-ные характеристики отложений определяютсясовокупным действием множества факторов,

поэтому авторы считают необходимым обозна-чить круг наиболее актуальных в настоящеевремя вопросов поиску решения которых будетпосвящена в дальнейшем научно-исследователь-ская работа в рамках Целевого ИнновационногоПроекта:

– модель коллектора: вещественный состав, пет-рофизические свойства и закономерности;

– содержание подвижной нефти: методика опре-деления и оценки запасов;

– технологии локализации продуктивных зон:закономерности распределения, возможностисовременных дистанционных методов и техноло-гий регионального прогноза;

– механико-прочностная модель: методика опре-деления параметров и технология моделирования;

– выбор оптимальных технологий разработки:ГРП, химические, тепловые и другие методы, атакже пиролиз.




1. Решение 6-го межведомственного стратиграфического совеща-ния по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфиче-ских схем мезозойских отложений Западной Сибири. – Баженов-ский горизонт Западной Сибири. – Новосибирск, 2003 г.2. Брадучан Ю.В., Гурари Ф.Г, Захаров В.А. Баженовский гори-зонт западной Сибири. Новосибирск. – М.: Наука, 1986. – 216 с.3. О генезисе карбонатов в составе баженовской свиты цент-ральных и юго-восточных районов Западно-Сибирской плиты/Е.А. Предтеченская, Л.А. Кроль, Ф.Г. Гурари [и др.]// Литосфе-ра. – 2006. – №4. – С. 131-148.4. Захаров В.А. Условия формирования волжско-берриасскойвысокоуглеродистой баженовской свиты Западной Сибири поданным палеоэкологии. В сб. Эволюция биосферы и биоразно-образия. – М.: Товарищество научных изданий КМК, 2006. –С. 552-568.5. Зaхapoв B.A., 3aнин Ю.H., 3aмиpaйлoвa A.Г. Первая находкаследов жизнедятельности в высокоуглеродистых черных слан-цах баженовской свиты Западной Сибири//Геология и геофизи-ка. – 1998. – Т. 39. – №3. – С. 402-405.

ВведениеБурение с применением силового верхнего привода

(СВП) в последнее время становится наиболее рас-пространенным способом строительства нефтяных игазовых скважин. Этой системой оборудуются какзарубежные, так и отечественные буровые установки.

Использование СВП особенно эффективно прибурении глубоких наклонно направленных и гори-зонтальных скважин. В настоящее время СВПявляются неотъемлемой частью буровой установкидля глубокого бурения скважин со сложным профи-лем. Конкурирующие производители, такие какNational Oilwell Varco, Canrig Drilling Technology,Tesco, Lewco, Aker Kvaerner, Drillmec, постоянно пред-лагают новые модели с усовершенствованнымихарактеристиками, что ставит перед буровой компа-нией сложную задачу выбора лучшей системы СВП.

Первый верхний привод был пущен в эксплуата-цию 1 апреля 1982 г. на буровой установке Sedco 201в Арабском заливе. К 1996 г. способ бурения с при-менением верхнего привода стал основным длябурения морских скважин. В настоящее времязначительная часть скважин на суше бурится с при-менением СВП. Активно развивается проектирова-ние отечественных СВП.

СВП обеспечивает выполнение следующих техно-логических операций:

– вращение бурильной колонны при бурении, про-работке и расширении ствола скважины;

– свинчивание, докрепление бурильных труб;– спускоподъемные операции с бурильными тру-

бами, в том числе наращивание бурильной колоннысвечами и одиночными трубами;

– проворачивание бурильной колонны при буре-нии забойными двигателями;

– промывка скважины и проворачивание буриль-ной колонны при спускоподъемных операциях;

– расхаживание бурильных колонн и промывкаскважины при ликвидации аварий и осложнений.

В Нефтеюганском филиале ООО «РН-Бурение» внастоящее время используются системы СВП VarcoTDS-9SА (National Oilwell Varco) и ПВЭГ-225(ЗАО «ПромТехИнвест»).

Преимущества СВП 1. Экономия времени на наращивание труб при

бурении. 2. Уменьшение вероятности прихватов бурильного

инструмента. 3. Расширение (проработка) ствола скважины при

спуске и подъеме инструмента.4. Повышение точности проводки скважин при

наклонно направленном бурении. При использова-нии отклонителя с гидравлическим забойным дви-гателем для измерения угла скважины свечу можноудерживать в заданном положении по всей ее длине,что обеспечивает лучшую ориентацию колонны.

5. Повышение безопасности работы буровой брига-ды за счет механизации технологических операций.

6. Снижение вероятности выброса флюида из сква-жины через бурильную колонну. Наличие механизи-рованного сдвоенного шарового крана-превенторапозволяет быстро перекрыть внутреннее отверстие вколонне и предотвратить разлив бурового растворапри отсоединении ствола силового вертлюга отсвечи. Операция выполняется бурильщиком без уча-стия остальных членов буровой бригады.

7. Облегчение спуска обсадных труб в зонахосложнений за счет вращения. Спуск обсаднойколонны можно вести с вращением и промывкой


БУРЕНИЕ СКВАЖИН

Анализ эксплуатации, преимуществ и выбор оптимальной модели силового верхнего привода для буренияскважин глубиной до 4000 м на месторождениях Западной Сибири

М.А. Ларин, И.В. Бочкарев (Нефтеюганский филиал ООО «РН−Бурение»)

УДК 622.24.05 М.А. Ларин, И.В. Бочкарев, 2010

Ключевые слова: верхний привод, бурение с помощью системы верхнего привода.Адреса для связи: RN−[email protected]

обсадных труб при добавлении специального пере-водника для труб.

8. Повышение качества отбираемого керна. Бурениена всю длину свечи без наращивания однотрубкамиулучшает качество керна, снижает число рейсов.

9. Обеспечение точного крутящего момента присвинчивании и докреплении резьб. Использованиеэлектродвигателя постоянного или переменного сизменяющейся частотой тока позволяет получатьточный и плавно меняющийся вращательныймомент докрепления для каждого соединения, чтоувеличивает срок службы бурильной свечи.

Из табл. 1 видно, при использовании СВП время,затрачиваемое на наращивание и спускоподъемныеоперации, уменьшается в среднем на 5 %.

Перечисленные преимущества бурения наклоннонаправленных и горизонтальных скважин с помо-щью систем СВП свидетельствуют о необходимостиих внедрения в ООО «РН-Бурение».

Выбор системы СВПАнализ систем СВП показал, что наиболее опти-

мальными по основным характеристикам длямалых и средних буровых установок в условияхКрайнего Севера являются модели ПВЭГ-225, VarcoTDS 9SA, Canrig 6027E, Tesco EMI 400 (табл. 2).

Рассмотрим более подробно преимущества инедостатки этих систем СПВ.

СВП ПВЭГ-225Преимущества:– низкая стоимость;– наличие сервисной базы.Недостатки:– низкая надежность узлов и агрегатов, небольшой

межремонтный период;– простои буровых бригад из-за ненадежной кон-

струкции;– большое число капитальных ремонтов в первый

же год эксплуатации;– высокая стоимость деталей и узлов;– недостаточный крутящий момент при отвороте

рабочего переводника, а также для вращениябурильной колонны при глубине более 3000 м;

– потеря времени на прокачку и прогрев гидравли-ки в зимнее время, завоздушивание гидросистемы;

– перегрев рабочей жидкости в летнее время;– низкая частота вращения ствола вертлюга;– невозможность работы (отворота бурильной ко -

лонны) при отключении энергии, отказе гидромотора.Основные неисправности, возникающие при экс-

плуатации ПВЭГ-225 в Нефтеюганском филиалеООО «РН-Бурение»:

– обрыв гидроцилиндров подъема лапы захвата;– накладки ползуна изнашиваются раньше срока,

указанного в инструкции по эксплуатации и пре -дусмотренного планом профилактических работ,проводимых за 6 мес;

– рукава высокого давления для захвата находятсяв зоне работы штропов, из-за чего происходят ихчастые обрывы;

– гидромотор МА-88 не надежен при эксплуатации(возможны разрушения поршневой группы); всреднем ресурс гидромотора за время эксплуатации

составил 8 мес, что крайне мало при его стои-мости порядка 1,5 млн. руб.

СВП Varco TDS 9SAПреимущества:– высокая эксплуатационная надежность и

простота конструкции;– высокие эксплуатационные характеристи-

ки, их постоянность;– возможность отворота бурильной колонны

при отключении энергии;– электрический (переменный ток) тип при-

вода;– встроенная гидравлическая система, отсут-

ствие выносного модуля гидропривода;– быстрый ввод в работу после технических

простоев;



Таблица 1

Время, затрачиваемое на операцию, % Инструмент

механическое

бурение спуско-подъем

наращивание прочие

Ведущая труба

35,2 21,3 8,5 35,0

СВП 36,5 20,1 4,7 38,7

Таблица 2

Показатели ПВЭГ-225 Varco TDS-9SA Canrig 6027E Tesco EMI 400

Грузоподъемность, т ≥225 ≥363 ≥249 ≥250

Привод Гидравлический Электрический (переменный

ток)

Электрический (постоянный ток)

Электрический (постоянный ток)

Максимальный крутящий момент, кг·м

3000 4875 4100 2903

Максимальная частота вращения

выходного вала, рад/с (мин )-1

10,5 (100) 23,9 (228) 27,8 (200) 20,9 (200)

Выходная мощность привода, кВт (л.с.)

- 522 (700) 967 (1297) 298 (400)

Масса подвесной части (без направляющей балки), кг

5600 9200 8200 6204

– отсутствие запаздываний командных сигналовна СВП;

– продолжительный межремонтный период, дол-говечность быстро изнашивающихся запчастей.

Недостатки: – отсутствие блокировок;– наличие редуктора в системе;– высокая начальная цена.СВП Varco TDS 9SA имеет встроенную гидравли-

ческую систему, благодаря которой исключаютсяизнос и повреждение гидравлических рукавов,соединяющих системы верхнего привода с гидрав-лической станцией. Существенных недостатков завремя эксплуатации в Нефтеюганском филиалеООО «РН-Бурение» не выявлено.

СВП Canrig 6027EПреимущества:– хорошие эксплуатационные характеристики;– усилитель крутящего момента при докреплении,

свинчивании труб;– возможность отворота бурильной колонны при

отключении энергии;– быстрый монтаж;– наличие сервисной базы.Недостатки: – высокая цена;– показатели крутящего момента ниже, чем у

СВП Varco TDS 9SА; – более сложная конструкция по сравнению с

СВП Varco TDS 9SА; – наличие выносной гидростанции;– самые большие габаритные размеры среди кон-

курирующих устройств;– ненадежная система охлаждения.Основные неисправности, возникающие в систе-

мах Canrig 6027Е: утечка жидкости из нижнегоуплотнения, стопорного устройства верхнего под-шипника, перегрев масла в системе смазки, неис-правности масляного насоса, попадание воды илибурового раствора в масло, усиление пенообразова-ния в масле. Зимой перемерзает линия маслосисте-мы, включая распределитель на датчик давления, из-за чего горит сальник на маслонасосе трансмиссии.После 1,5-2 лет эксплуатации периодически выходятиз строя гидравлические насосы.

СВП Tesco EMI 400Преимущества:– небольшие габариты;– наличие сервисной базы.Недостатки:– самый низкий крутящий момент среди систем-

конкурентов;– периодичность проведения техосмотра;– конструкция направляющей (большой срок мон-

тажа из-за большого числа болтовых соединений).СВП Tesco EMI 400 имеет сложное схемотехниче-

ское решение электрической схемы и механическогомодуля, что затрудняет ремонт и обслуживание.Использование системы показало ее низкую при-способленность к российским условиям.

ЗаключениеАнализ преимуществ и недостатков четырех

систем силового верхнего привода позволяет сде-лать вывод о том, что в настоящее время наиболеепредпочтительным является использование систе-мы СВП фирмы Varco TDS-9SA. Эта система надеж-на, имеет оптимальные частоту вращения, крутя-щий момент и габариты для работы на месторожде-ниях Западной Сибири. Ее использование ускоряетпроцесс бурения и спускоподъемных операций. Этасистема имеет также встроенную гидравлическуюсистему, что избавляет от необходимости монтажагидравлических линий, которые снижают долговеч-ность силового верхнего привода.

В целом при использовании СВП уменьшаетсявремя, затрачиваемое на наращивание и спуско-подъемные операции, увеличиваются коммерческаяскорость бурения и проходка за год.

Система Varco TDS 9SА является универсальной иможет быть установлена на буровых установках3000 ЭУК-1М, 4500/270 ЭПК БМ, эксплуатирующих-ся в Нефтеюганском филиале ООО «РН-Бурение».При эксплуатации только данных СВП существенносократится объем ЗИП на складе, а также оборот-ный фонд СВП.




РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ВведениеВ течение длительного времени большой объем

лабораторных исследований был связан с определе-нием базисных коэффициентов абсолютной про-ницаемости для газа kпр и открытой пористости.Эти характеристики широко используются в пет-рофизике, при построении геологических и гидро-динамических моделей, что объясняется простотойметодики определения kпр и возможностью ееиспользования практически в любой лаборатории.При изучении кварцевых песчаников Урало-Поволжья проблем не отмечалось, поскольку дляних характерна близость значений проницаемостидля газа и нефти при остаточной водонасыщенно-сти [1]. Для полимиктовых коллекторов ЗападнойСибири проницаемости для жидкостей существен-но ниже проницаемости для газа.

В лаборатории физики пласта ОАО «ТомскНИПИ-нефть» накоплен большой экспериментальныйматериал по определению относительных фазовыхпроницаемостей. Это позволяет проанализироватьданные с целью выявления связи между проницае-мостью для газа и фазовой проницаемостью длянефти при остаточной водонасыщенности.

Под остаточной водонасыщенностью понимаютпрочно связанную с породой часть неподвижнойводы. Экспериментально фазовая проницаемостьдля нефти может быть измерена при определениикоэффициентов вытеснения и относительных фазо-вых проницаемостей. В последнем случае фазоваяпроницаемость для нефти при остаточной водона-сыщенности принимается за базовую.

Современные автоматические приборы для опре-деления проницаемости, такие как АР-600, CMS-300,рассчитывают проницаемость для газа, что позво-ляет избегать многих методических сложностей.

Проницаемость для нефти при остаточной водо-насыщенности определяли прокачкой нефти черезобразец, имитируя зону предельной нефтенасыщен-ности. Остаточную воду создавали капилляримет-рическим методом с использованием пластовых водисследуемых месторождений, при их отсутствии –моделей пластовых вод (растворы хлорида натриясоответствующей минерализации). В качественефти применяли изовискозные модели. Для каждо-го опыта имитировали пластовые условия.

По результатам многочисленных исследованийпостроены характеристики соотношения фазоваяпроницаемость для нефти при остаточной водона-сыщенности – проницаемость для газа с разбивкойпо классам коллекторов (классификация Ханина).Статистическое распределение проницаемостиописывается логарифмически нормальным рас-пределением [2].

На рис. 1 приведено сопоставление проницаемо-стей для юрских отложений Западной Сибири:V класс коллектора представлен выборкой замеровна 99 образцах, IV класс – на 206 и III класс – на 55.Связи отличаются слабой корреляцией (для III клас-са связь отсутствует при высокой дисперсии).Например, для образцов проницаемостью для газаоколо 0,02 мкм2 проницаемость для нефти при оста-точной нефтенасыщенности kво

н изменяется от0,5⋅10-3 до 12⋅10-3 мкм2 при среднем значении потренду 3,5⋅10-3 мкм2.

Наглядную картину отсутствия зависимостеймежду kпр и kво

н дает изменение их отношения kвон/kпр

от проницаемости для газа. Анализ показывает, чтонаиболее часто встречаются значения kво

н/kпр от 0,1до 0,3 вне зависимости от класса коллектора.

На рис. 2 показано изменение соотношения kвон /kпр

и проницаемостей для газа для всей выборки. Точки

О взаимосвязи абсолютной проницаемостидля газа и фазовой проницаемости для нефти

Ю.А. Щемелинин, к.т.н., Н.И. Раздобреева, Т.И. Ледовская, Е.В. Тупицин, к.ф.−м.н. (ОАО «ТомскНИПИнефть»)

УДК 622.276.031.011.433 Коллектив авторов, 2010

Ключевые слова: проницаемость для газа, проницаемость для нефти, остаточная водонасыщенность, фазовые про−ницаемости, пластовые условия.Адрес для связи: [email protected]



образуют облако, связь отсутствует. Приведенные экс-периментальные данные получены на образцах кол-лекторов разных месторождений.

Для уточнения влияния типа коллектора былирассмотрены результаты, полученные на керне При-обского месторождения (рис. 3). Данные не входилив выборку, изученную ранее. Для кернов Приобско-го месторождения в диапазоне проницаемостей от0,001 до 0,1 мкм2 тип коллектора и условия его фор-мирования не влияют на соотношения между про-ницаемостью для газа и фазовой проницаемостьюдля нефти при остаточной водонасыщенности.Связь отсутствует как для месторождения, так и дляпластов.

Полученные данные не подтверждают универсаль-ности проницаемости для газа (абсолютной прони-цаемости) при объяснении и сопоставлении петро-физических свойств коллекторов. Существует боль-шое число физических факторов, в том числе остаточ-ная флюидонасыщенность, удельная поверхность,распределение пор по размерам, слоистость, характерсмачиваемости пор, а также взаимодействие фильт-рующихся флюидов с породой, температура и давле-ние, которые неоднозначно влияют на фильтрацион-ные свойства конкретных пород-коллекторов.

ЗаключениеАнализ результатов лабораторных исследований

показал, что проницаемости для нефти при остаточ-ной водонасыщенности, полученные на установкахпо изучению фильтрационных процессов в пласто-вых условиях, намного ниже проницаемостей длягаза, полученных при атмосферных условиях. Соот-ношения между ними не являются постояннойвеличиной и для каждого пласта должны устанавли-ваться экспериментально. Исследованные в ОАО«ТомскНИПИнефть» коллекторы характеризуютсясоотношением kво

н/kпр от 0,1 до 0,3 вне зависимостиот класса коллектора.

1000,00

100,00

10,00

1,00

0,10

0,010,01 0,10 1,00 10,00 100,00 1000,00

Проницаемость для газа, 10-3 мкм2

Фаз

овая

про

ница

емос

ть д

ля н

ефти

при

оста

точн

ой в

одон

асы

щен

ност

и, 1

0-3 м

км2

y = 0,0774x+1,407 R = 0,4559

y = 0,1558x+1,044 R = 0,48

y = 1,014x+0,6423 R = 0,2659

V класс

IV класс

III класс

Рис. 1. Сопоставление проницаемости для газа kпр ипроницаемости для нефти kво

н при остаточной водона−сыщенности для юрских коллекторов месторожденийЗападной Сибири

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

1 10 100 1000

kпр, 10-3 мкм2

kн /kпрво

Рис. 2. Изменение соотношений kвон/kпр и проницаемо−

стей для газа kпр для всей выборки образцов


1. Берлин А.В. Петрофизическая основа гидродинамическогомоделирования разработки месторождений //Нефтяное хозяй-ство. – 2006. – №7. – С.87-91.2. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. – М.:Недра. – 1971. – 312 с.

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0,01 10 100

Пласт АС10

Пласт АС11

Пласт АС12

kпр, 10-3 мкм2

kн /kпрво

Рис. 3. Изменение соотношений kвон /kпр и проницаемо−

стей для газа kпр для Приобского месторождения



ВведениеВ процессе бизнес-планирования при принятии

решения о последовательности освоения месторож-дения используется геологический рейтинг бурения,который составляют исходя из начальных дебитовскважин кустов. Для объективной оценки рента-бельности бурения на основании стоимости нефтии удельных капитальных затрат на обустройствообъектов [1] вычисляют также минимально рента-бельный начальный дебит скважин куста.

Недостатком данного метода является формаль-ность оценки капитальных затрат. Например, кустыс относительно низкими дебитами скважин, находя-щиеся в непосредственной близости от существую-щих объектов обустройства, в рейтинге могут зани-мать более низкие позиции, чем высокодебитныескважины, требующие значительных капитальныхвложений.

В статье для устранения данного недостатка пред-лагается использовать метод оценки рентабельно-сти бурения скважин кустов, основанный на адрес-ном подходе к обустройству каждого куста и фор-мировании различных вариантов сочетания разбу-риваемых кустов с учетом общих объектов обу-стройства. Для каждого варианта определяетсяобъем необходимого оборудования и рассчиты-ваются экономические показатели. График вводакустов составляется исходя из их экономическойэффективности с учетом затрат на обустройство.Таким образом формируется технико-экономиче-ский рейтинг бурения.

Оценка рентабельности и построение рейтинга бурения кустов с учетом затрат на обустройствоПри выполнении расчетов общее число возмож-

ных вариантов сочетаний кустов определяетсяформулой 2n-1 (n – число кустов в группе). Дляснижения общего числа сочетаний систему нефте-газосбора на месторождении следует разделять на«ветви». «Ветвь» представляет собой самостоя-тельный участок сетей коммуникаций (нефте-сборные трубопроводы, водоводы, линии элек-тропередачи (ЛЭП)), подключаемых к существую-щим системам или новым площадным объектам.

Для каждой «ветви» формируются вариантыпутем полного перебора кустов. При этом назем-ное обустройство для «ветви» определяется толь-ко объемом оборудования для рассматриваемойгруппы кустов (нефтегазосборные трубопрово-ды, водоводы высокого давления, ЛЭП, трансфор-маторные подстанции (ПС) 35/6 кВ). Кроме того,для уменьшения числа вариантов из расчетаисключаются кусты, где дебит нефти не окупаетбурение скважин и отсыпку кустовой площадки.

После расчета экономических показателей длявсех вариантов внутри «ветви» определяют груп-пу кустов с максимальным положительнымчистым дисконтированным доходом NPV. Этопозволяет в целом по месторождению определитькусты скважин, бурение которых рентабельно.Для расчета доходности проекта разработкиместорождения с учетом рентабельных групп

Повышение эффективности освоенияместорождения путем формированиятехнико−экономического рейтинга буренияна примере Горшковской площадиПриобского месторождения

А.Ф. Можчиль, А.Р. Атнагулов, к.т.н., Р.Р. Исмагилов, к.х.н. (ООО «РН−УфаНИПИнефть»)

УДК 622.24.002.2 А.Ф. Можчиль, А.Р. Атнагулов, Р.Р. Исмагилов, 2010

Ключевые слова: рейтинг бурения, эффективное освоение месторождения, оптимизация капитальных вложений.Адреса для связи: [email protected]



скважин варианты с положительным максималь-ным NPV по «ветвям» суммируются с учетомобщих объектов обустройства (ДНС, КНС,напорный трубопровод, газопровод и др.).

На следующем этапе составляют технико-эко-номический рейтинг бурения, исходными данны-ми для которого являются уровни добычи жидко-сти по рентабельным кустам и капитальные вло-жения в обустройство.

Основными статьями затрат при освоенииместорождения являются бурение скважин,строительство трубопроводных систем и основ-ных объектов инфраструктуры (ДНС, КНС, ПС,ЛЭП) [2]. Для того, чтобы обеспечить окупае-мость вложенных средств, в первую очередьнеобходимо вводить в эксплуатацию кусты с наи-большей доходностью, т.е. с высокими дебитамискважин и низкими капитальными вложениями вобустройство конкретной кустовой площадки. Сэтой целью следует сравнить эффективностьввода всех кустов. В качестве критерия сравненияпредлагается использовать значение NPV. В дан-ном случае уровни добычи жидкости и затраты наобустройство по кустам должны быть приведенык единому временному промежутку. Капитальныевложения в обустройство конкретного куста присравнении рассматриваются независимо от вводаостальных.

Исходя из затрат на обустройство, рассчиты-вают NPV и выбирают куст с максимальнымзначением данного показателя. Для определенияследующего куста проводится аналогичноесравнение, но при этом затраты на ввод в эксплуа-тацию кустов принимаются с учетом обустрой-ства предыдущих выбранных кустовых площадокпо рейтингу. Таким образом, формируется техни-ко-экономический рейтинг бурения, который поз-волит достичь максимальной доходности проекта.

Метод оценки рентабельности бурения и форми-рования технико-экономического рейтинга бурениябыл реализован в программном комп лексе (ПК)«ГиД». Это позволило снизить трудоемкость расче-та. ПК «ГиД» дает возможность создать полноцен-ную модель наземного обустройства, увязанную собъемами добычи жидкости и закачки воды [3].Алгоритм расчета экономической эффективностипроекта представлен на рисунке.

Операции в ПК «ГиД» выполняются в следую-щей последовательности:

– расчет уровней добычи жидкости по место-рождению (по кустам);

– определение необходимого количества обору-дования для обустройства месторождения (тру-бопроводы, ЛЭП, ПС, площадные объекты) с уче-том топографии местности;

– разбивка на «ветви» нефтегазосборных линийкоммуникаций; автоматическое формированиевариантов сочетаний кустов с пересчетом объ-ектов обустройства (с выбыванием кустов изнеобходимого оборудования исключаются трубо-проводы, ЛЭП, подводимые к данной группескважин); создание файла с необходимым обору-

Расчет уровней добычи жидкости на

полное развитие

Оптимизация наземного обустройства

Суммирование рентабельных

вариантов с учетом общего

обустройства

Формирование наземного

обустройства месторождения на

полное развитие

Отсев кустов скважин, не окупающих

собственное бурение

Расчет NPV вариантов по «ветвям».

Выбор вариантов с максимальным

положительным NPV

Формирование технико-

экономического рейтинга бурения

Пересчет уровней добычи жидкости

Разбивка на «ветви»

нефтегазосборных линий

коммуникаций

Алгоритм расчета экономического рейтинга бурения



дованием для каждого варианта сочетаниякустов;

– отсев кустов, которые при данных исходныхусловиях не окупают собственное бурение;

– конвертирование уровней добычи и капиталь-ных вложений по вариантам в формы расчетатехнико-экономических показателей проекта раз-работки месторождения; определение вариантов смаксимальным положительным NPV;

– суммирование «ветвей» с учетом общих объ-ектов и расчет экономических показателей разра-ботки месторождения;

– оптимизация обустройства месторождения сучетом только рентабельных кустов;

– формирование технико-экономического рей-тинга бурения;

– пересчет уровней добычи жидкости с учетомполученного графика ввода кустов.

При получении сходимости результатов расчетпрекращается.

По представленной методике был определентехнико-экономический рейтинг ввода кустовскважин для участка Приобского месторождения(Горшковская площадь) ООО «РН-Юганскнефте-газ». В таблице представлены три варианта разра-ботки участка месторождения. Первый вариант(традиционный) с использованием геологическо-го рейтинга и оценкой рентабельности буренияпо удельным затратам на обустройство [4]. Вто-рой вариант рассчитан с учетом адресностизатрат на обустройство и графика ввода кустов погеологическому рейтингу. Третий вариант осно-ван на формировании технико-экономическогорейтинга бурения кустов.

Анализ результатов расчетов показал, что приадресном подходе к оценке затрат на обустрой-ство число рентабельных кустов составило 26,при этом значение NPV увеличилось на 52 %, аиндекс доходности (DPI) остался примерно такимже. При использовании технико-экономическогорейтинга бурения (третий вариант) объемы обу-стройства и суммарный объем добычи нефтибудут такими же, как и при реализации второговарианта, но за счет того, что кусты ранжируютсяпо экономическим показателям, NPV проектаразработки увеличится на 6,5 %.

Таким образом, при использовании технико-экономического рейтинга бурения в сочетании садресным подходом можно увеличить эффектив-ность разработки месторождения почти на 60 %.

ЗаключениеПредложенный метод формирования вариантов

путем перебора кустов и составления технико-экономического рейтинга бурения позволяетболее достоверно оценивать эффективностьввода в эксплуатацию объектов с учетом конкрет-ных затрат на их обустройство. Рассмотренныйподход реализован в ПК «ГиД», с помощью кото-рого определяется наземное обустройство исходяиз расположения объектов на местности и рас-считываются экономические показатели проектаразработки месторождения.


1. Методические указания ОАО «НК «Роснефть». № П1-01 СЦ-061М-001. Подготовка интегрированных проектов разработкиместорождений. – М.: ОАО «НК «Роснефть», 2009. – 34 с.2. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторожде-ний. – М.: Недра, 1990. – 427 с.3. Стандарт ОАО «НК «Роснефть» № П1-01 СЦ-061. Подготовка,экспертиза и защита интегрированных проектов разработкиместорождений. – М.: ОАО «НК «Роснефть», 2008. – 37 с.4. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.3. Разработка нефтяныхместорождений: в 4 т. Т. 3. – М.: ВНИИОЭНГ, 1994. – 152 с.

Вариант Параметры

первый второй третий (рекомендуемый)

Число скважин 359 547 547

Число кустов 17 26 26

Добыча нефти, тыс. т 42 891 60 276 60 276

Капитальные вложения, млн. руб. 58 639 83 319 83 319

Дисконтированный доход государства, млн. руб.

100 477 136 992 142 110

DPI 1,05 1,05 1,07

NPV, млн. руб. 1 370 2 080 2 215

Эффект, млн. руб. (%) - 710 (52 %) 845 (60 %)


КОНФЕРЕНЦИИ

С 21 по 23 сентября 2010 г. в г. Геленджике Краснодарского краяпрошла Х юбилейная научно−практическая конференция «Геология иразработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами».

Геология и разработкаместорождений струдноизвлекаемыми запасами

Организаторы конференции – ОАО «НК «Роснефть»,ООО «РН-Краснодарнефтегаз», ООО «НК «Роснефть»-НТЦ» и журнал «Нефтяное хозяйство».

Конференция приобрела заслуженную известность вРоссии и становится все более привлекательной дляширокого круга специалистов, в том числе зарубежных.

В X юбилейной конференции приня-ли участие более 150 спе ци а лис тов из раз-личных российских и за ру бежных нефте-газовых компаний, научно-исследова-тельских центров и сервисных предприя-тий: ТатНИПИнефть ОАО «Тат нефть»,СургутНИПИ нефть ОАО «Сур гут -нефтегаз», ООО «Газпромнефть НТЦ»,ОАО «Газпром пром газ», ООО «Тю мен -ский нефтяной научный центр» ТНК ВР,ООО «НТЦ-РуссНефть», ООО «Печор -НИПИнефть», ООО «ГЕОТЕХНОКИН-ЮГ», ExxonMobil Development Company,Roxar, Senergy Ltd., Schlumberger и мно-гих других.

Основное ядро участников составилиспециалисты ОАО «НК «Роснефть», еедочерних добывающих обществ и научно-исследовательских центров: ООО «РН-Краснодарнефтегаз», ООО «НК «Роснефть-НТЦ», ООО «РН-Уфа НИПИ нефть», ЗАО«ИННЦ», ОАО «Са мара НИПИнефть»,ООО «РН-Юганск нефтегаз», ОАО «Томск -НИПИ нефть», ООО «РН-Сахалин НИПИ -морнефть», ОАО «Уд мурт нефть».

Необходимо отметить, что интерес, про-являемый к участию в данной конференции как россий-скими, так и зарубежными специалистами, с каждым годомвозрастает. По сравнению с прошлым годом число сторон-них участников увеличилось примерно на 30 %, специали-стов НК «Роснефть» и ее дочерних обществ – на 55 %,

Работа конференции проходила по четырем секциям.1. Проектирование и мониторинг разработки место-

рождений с трудноизвлекаемыми запасами.2. Современные методы исследования скважин, керна

и пластовых флюидов.3. Новые технологии бурения и вскрытия продуктив-

ных пластов, в том числе с применением многоствольныхи горизонтальных скважин.

4. Современные методы повышения нефте- и газо-отдачи пластов, интенсификации добычи нефти и газа.


КОНФЕРЕНЦИИ

Информационной группой журнала «Нефтяное хозяйство» создан cайт мероприятия(https://sites.google.com/site/oilindustry2010092123/home/), где представлены презентации, тезисы докладов и фотоальбом конференции.

За три дня работы было заслушано и обсуждено более50 докладов. Из них можно отметить следующие:«Основные направления геолого-разведочных работ ОАО«НК «Роснефть» и основные задачи КНПК» – С.И. Бачин,М.Б. Скворцов, Н.А. Малышев, А.А. Поляков (ОАО«НК «Роснефть»); «Комп лексирование данных геологии,петрофизики и разработки при моделировании сложно-построенных коллекторов» – В.А. Байков, А.С. Бочков,А.А. Яковлев (ООО «РН-Уфа НИПИ нефть»); «Этапы ста-новления и дальнейшие перспективы развития горизон-тальных технологий в Республике Татарстан» –Р.Р. Ибатуллин, И.Н. Хакимзянов, Р.Г. Рамазанов,З.С. Идиятуллина (ТатНИПИ нефть), «Новые технологииремонтно-изоляционных работ» – К.В. Стрижнев (ООО«Газпромнефть НТЦ); «Повышение информативности иохвата гидродинамическими методами контроля раз-рабртки за счет использования телеметрических системУЭЦН» – В.М. Мешков, А.В. Кулиш (СургутНИПИ -нефть), «Применение комплексного подхода для модели-рования трещиноватых пластов Западной и ВосточнойСибири» – О.В. Пинус (Schlumberger DCS); «Черное море:системы разработки глубоководных месторождений, реше-ние сложных задач» – Л. Шулкин (ExxonMobil DC) и др.

Кроме того было представлено более 20 стендовыхдокладов.

Следует отметить большую заинтересованностьучастников конференции: все секции работали при пол-ностью заполненном зале, бурные обсуждения продол-жались и в кулуарах.

В рамках конференции впервые была организованагеологическая экскурсия, вызвавшая большой профес-сиональный интерес участников.

Проведение очередной, XI конференции, намечено насентябрь 2011 г.

ВведениеДобыча нефти при разработке сложнопо-

строенных залежей с наличием в разрезе газона-сыщенных пластов осложняется прорывами газа.Эксплуатация скважин с большим содержаниемсвободного газа в продукции приводит к срывуработы глубинного оборудования и, как след-ствие, снижает выработку запасов нефти.

В статье описаны способы изоляции прорывовгаза, применяемые в скважинах ООО «РН-Пур-нефтегаз» и ОАО «Удмуртнефть». На выбранныхобъектах из-за некачественного первичногоцементирования и/или старения нефтяногофонда скважин наблюдалось значительное уве-личение негерметичности эксплуатационныхколонн (ЭК) в интервале газонасыщенных пла-стов и наличие заколонных перетоков газа.

Обоснование выбора технологии ремонтно-изоляционных работ (РИР)Определяющим фактором при выборе техно-

логии изоляции является создание на пути дви-жения газа в ствол скважины непроницаемогогазоизолирующего экрана, отвечающего следую-щим условиям:

– прочностные характеристики экрана превы-шают критический градиент давления, при кото-ром происходит вынос или разрушение тампо-нажного состава;

– газоизолирующий экран не проницаем длягаза для исключения последующего разрушения стечением времени;

– тампонажные составы, применяемые для соз-дания экрана, имеют регулируемые свойства иобразуют прочную структуру во всем объеме, глу-боко проникают в пористые среды различнойпроницаемости;

– обеспечение технологичности на всех этапахпроведения работ.

Проверка газоизоляционных экранов на проч-ность проводилась путем сравнения перепадовдавления на экран с предельными напряжениямисдвига, характерными для данного изоляционно-го материала. Например, градиент давления G,приходящийся на экран гелевого состава в газо-вой части пласта без докрепления, определяетсяпо формуле

где p(1)2p – давление на границе гелевого экрана;

pwp – забойное давление, r(1)2p – радиус гелевого

экрана, Rw – радиус скважины. При этом критический градиент давления Gcr,

при превышении которого происходит выносгеля, определяется исходя из предельного стати-ческого напряжения сдвига.

Результаты лабораторных исследований пока-зывают, что водорастворимые полимеры на осно-ве полиакриламидов (ПАА) в присутствии сши-вателя могут образовывать в пласте полимерныйгель, обладающий начальным градиентом сдвига

Gp p

r Rp wp

p w

=

−

−

21

21

( )

( ),


СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

Методы изоляции прорывов газа при разработке нефтегазовыхместорождений

В.А. Стрижнев, к.т.н., А.Ю. Пресняков (ООО «РН−УфаНИПИнефть»),

В.И. Никишов, к.т.н. (ОАО «НК «Роснефть»), А.Г. Михайлов, к.т.н. (ООО «РН−Пурнефтегаз»)

УДК 622.276.7 Коллектив авторов, 2010

Ключевые слова: технологии изоляции газа, газоизолирующий экран, гелеобразующий и кремнийорганический состав.Адрес для связи: [email protected], [email protected]

до 2 МПа/м [1], т.е. при депрессии на пласт, рав-ной 10 МПа, необходимым условием для пред-отвращения разрушения полимерного геля вгазовом пласте является создание газоизоляцион-ного экрана протяженностью 5 м и более.

Опытно-промышленные работы (ОПР)Одним из наиболее крупных промысловых объ-

ектов ООО «РН-Пурнефтегаз» является многопла-стовое Барсуковское месторождение, котороехарактеризуется наличием газо- и нефтенасыщен-ных пластов. Одна из проблем при восстановлениицелостности ЭК связана с проведением РИР винтервале газовых пластов. Результаты расчетовпоказывают, что для пластов Барсуковскогоместорождения условием создания непроницаемо-го экрана является закачивание вязких пачекрадиусом 5 м и более. Именно на таком расстояниипроисходит основное падение давления в приза-бойной зоне газового пласта. Для изоляции газапри пластовых температурах от 20 до 80 оС на пер-вом этапе предлагается закачивать вязкоупругиегелеобразующие составы на основе водораствори-мых ПАА и сшивателя. Результаты лабораторныхисследований представлены в таблице. По резуль-татам исследований для газоизоляционных работрекомендованы полимеры POLYT-101 концентра-цией 0,5 % и АК-642 концентрацией 1,5-2,0 %. Вкачестве отвердителя (сшивателя) использовалсяацетат хрома концентрацией 0,08 % для полимераPOLYT-101 и 0,2 % для полимера АК-642.

На втором этапе для исключения выдавлива-ния гелеобразующих составов из пласта следуетосуществлять их докрепление модифицирован-ным цементным раствором и/или отверждающи-

мися смолами с повышенными прочностными иадгезионными характеристиками. Гелеобразую-щий состав рекомендуется закачивать порцион-но, причем временной интервал между отдельны-ми порциями должен быть больше или равен вре-мени гелеобразования состава. Закачиваниезавершают, когда давление достигает 60–80 %давления опрессовки ЭК [2].

Испытания данной технологии проведены вшести скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз», полу-чен средний прирост дебита нефти 15,3 т/сут наодну скважину, дополнительная добыча нефтисоставила 5,4 тыс. т.

В качестве примера рассмотрим работы по изо-ляции прорыва газа в скв. 3031 Барсуковскогоместорождения, в которой была обнаруженанегерметичность ЭК в интервале 1734–1737 м,приуроченная к газонасыщенному пласту ПК17,залегающему в интервале 1728–1754 м.

Скважина введена в эксплуатацию в мае 1991 г.Способ эксплуатации – механизированный(УЭЦН). Перфорацией был вскрыт пласт ПК19–20в интервалах 1821,8–1826,8 м и 1828,0–1829,9 м.Начальный дебит нефти составил 22 т/сут приобводненности продукции 5,8 %. Таким способомскважина эксплуатировалась до июня 1998 г.,после чего была переведена на эксплуатациюскважинным штанговым насосом (СШН). Кэтому времени дебит нефти составлял 7,3 т/сут,обводненность – 11,3 %. В июле 2006 г. скважинавновь была переведена на эксплуатацию УЭЦН,после оптимизации суточный дебит нефти соста-вил 44,9 т/сут, обводненность – 46,7 %. В октябре2009 г. скважина была остановлена из-за прорывагаза.

Приемистость интервала изоляции перед нача-лом работ составляла 880 м3/сут при давлении, рав-ном нулю. Работы по изоляции нарушения ЭК винтервале газового пласта было решено провести вдва этапа: 1) создание большеобъемного полимер-ного экрана в интервале газового пласта; 2) после-дующее докрепление экрана цементным раствором.Для закачивания полимерной композиции в сква-жину было спущено перо на НКТ диаметром 2,5’’ наглубину 1733 м, пакер посажен на глубине 1533 м.После этого было закачано 100 м3 полимерной ком-позиции на основе ПАА, при этом конечное давле-ние составило 6 МПа. Расход при закачке составлял8 м3/ч. Затем было закачано 60 м3 полимерной ком-позиции на основе ПАА, конечное давление закачи-



Концентрация, %

Состав геланта отвердителя

Предельное статическое

напряжение сдвига, МПа

1,0 0,10 2

1,5 0,15 15 AK-642

2,0 0,20 21

0,5 0,05 8 TR-1

0,8 0,08 9

0,5 0,05 12 FP-107

0,8 0,08 27

0,5 0,05 11 POLYT -101

0,8 0,08 16

0,8 0,08 19 DP9-8177

1,2 0,15 27

вания – 8 МПа. Скважина была оставлена на поли-меризацию на 24 ч. После полимеризации были про-ведены срыв пакера, доспуск НКТ до глубины 1742 ми обратная промывка скважины. Докреплениеинтервала изоляции выполнялось с использованием2,4 м3 цементного раствора (состав: тампонажныйцемент ПЦТ-100 – 3 т, вода пресная – 1,5 м3, пласти-фикатор – 3 кг). После разбуривания цементногомоста до глубины 1740 м была выполнена гидравли-ческая опрессовка колонны, при этом было зафик-сировано падение давления с 8 до 6 МПа за 30 мин.По результатам последующей опрессовки снижени-ем уровня с проведением гидродинамических иссле-дований был получен приток жидкости дебитом10 м3/сут. На основании данных опрессовок интер-вала изоляции с целью докрепления было приняторешение о проведении дополнительной операцииРИР с использованием в качестве тампонажногоматериала 1 м3 смолы «Софит».

После нормализации забоя до глубины 1740 мпо результатам опрессовок (гидравлической иснижением уровня) ЭК признана герметичной, искважина введена в эксплуатацию. Прирост деби-та нефти составил 9,6 т/сут.

Технология изоляции прорывов газа по зако-лонному пространству была опробована на Киен-гопском месторождении ОАО «Удмуртнефть».Месторождение характеризуется высокой расчле-ненностью продуктивных пластов, во многихскважинах установлены перетоки газа из близкорасположенных вышележащих газовых пластов.Особенностью предлагаемой технологии являет-ся то, что на первом этапе с целью создания вприскважинной зоне непроницаемого экрана вгазовый пласт закачивается кремнийорганиче-ский состав АКРОН-РК, затем проводитсядокрепление цементным раствором. Посколькупосле отверждения состава формируется изоля-ционный экран, способный выдерживать значи-тельные депрессии и обеспечивать долговремен-ный эффект изоляции, не требуется закачиваниябольших объемов состава АКРОН-РК [3].

При проведении РИР использовался водныйраствор состава АКРОН-РК, что позволило уве-личить объем закачиваемого рабочего раствора иснизить стоимость выполняемых операций. Сте-пень разбавления состава определялась главнымобразом пластовой температурой и приеми-

стостью пласта. На каждую скважино-операциюбыло израсходовано по 2 т товарного составаАКРОН-РК. Обычно при температурах пласта 50-80 оС соотношение АКРОН-РК : вода в рабочемрастворе составляет 1:3(4). Однако, посколькупластовая температура рассматриваемых сква-жин невысокая (30-31 оС), для сохранения степе-ни разбавления товарного состава не менее чем в3 раза был использован прием сокращения време-ни отверждения раствора. Для ускорения реакцийотверждения в АКРОН-РК вводился раствор кис-лоты определенной концентрации. РастворАКРОН-РК готовился в мерниках агрегата ЦА-320, куда подавался кислотный раствор иземкости кислотовоза.

Технология апробирована в четырех скважинахОАО «Удмуртнефть», в результате получен при-рост дебита нефти 4,7 т/сут на скважину, допол-нительная добыча нефти составила 1,48 тыс. т.

Рассмотрим результаты работы по изоляциипрорыва газа в скв. 269 Киенгопского месторож-дения. Скважина была запущена в эксплуатациюмеханизированным способом в апреле 1983 г.(продуктивные пласты А4-4, А4-5, А4-6). До прове-дения ремонта скважина находилась в бездей-ствии по причине прорыва газа, который зафик-сирован по заколонному пространству из выше-лежащего пласта А4-2, с глубины 1261 м к кровлеверхнего интервала перфорации – 1264 м(см. рисунок). Согласно утвержденному плануработ текущий забой в скважине был установленна глубине 1267 м, таким образом, шесть интерва-лов перфорации (1269,6-1293,5 м) были перекры-ты взрыв-пакером. Изоляция прорыва газа про-водилась через верхний интервал перфорации(1264,0-1266,4 м). Для этого в скважину были спу-щены НКТ, на глубине 1115 м установлен пакер,на глубине 1266 м – перо. На первом этапе былозакачано 6 м3 кремнийорганического составаАКРОН-РК, затем 1,6 м3 цементного раствора,после чего скважина была оставлена на ОЗЦ на24 ч. После ОЗЦ цементный мост был разбурен доглубины 1267 м, проведена гидравлическая опрес-совка, подтверждающая герметичность интерва-ла изоляции, восстановлен текущий забой до глу-бины 1480 м, и скважина введена в эксплуатацию.Прорыв газа был ликвидирован, полученныйприрост дебита нефти составил 21 т/сут.



Выводы1. Методически обоснованы выбор, объем и

технология закачивания тампонажного материа-ла для изоляции прорывов газа через негерметич-ность в ЭК и цементном кольце.

2. Отработана технология установки большеобъ-емных полимерных экранов (до 150 м3) с после-дующим докреплением цементным раствором.

3. На месторождениях ОАО «Удмуртнефть»успешно опробована технология изоляции про-рывов газа кремнийорганическими составами.




1. Разработка составов и технологий водоизоляционных работдля высокотемпературных пластов/ Е.А. Румянцева, Н.И. Аки-мов, А.К. Назарова, И.А. Дягилева // Интервал. – 2005. – № 5. –С. 39-43.2. Пат. 2389865 РФ. Способ изоляционных работ в добываю-щей скважине / В.А. Стрижнев, А.В. Корнилов, А.Ю. Пресня-ков, О.А. Тяпов, А.Г. Михайлов; заявитель и патентообладательООО «РН-УфаНИПИнефть». – №2009113065; заявл. 07.04.09;опубл. 20.05.10.3. Решение проблемы ограничения водопритоков в скважинах сподошвенным залеганием воды / В.Г. Скородиевский,М.Н. Шурыгин, В.И. Яковенко, Л.А. Скородиевская // Нефтяноехозяйство. – 2008. – № 3. – С. 82-85.

Схема проведения РИР в скв. 269 Киенгопского месторождения

ВведениеВ ООО «РН-Юганскнефтегаз» ежегодно в работу

вводится около 700 новых скважин. Для увеличениядебитов скважин в соответствии c проектами наразработку около 97 % нового фонда вводится сприменением гидравлического разрыва пласта(ГРП). В начальный период, после проведения геоло-го-технических мероприятий (ГТМ), добывающаяскважина работает на неустановившемся режиме(формирование воронки депрессии), затем – напсевдоустановившемся (уравновешивание системыпласт – скважина – насос). При переходе от неуста-новившегося режима эксплуатации к стабильному впласте протекают процессы, приводящие к умень-шению начального потенциала скважины [3].

Факторы, негативно влияющие на освоениедобывающих скважинМожно выделить три основных фактора, негатив-

но влияющих на освоение добывающих скважин:1) формирование воронки депрессии, связанное спереходным режимом радиального притока; 2) сни-жение начального пластового давления; 3) кольма-тация призабойной зоны пласта (ПЗП). При освое-нии скважины с применением ГРП, как и при любомремонте, происходит кольматация трещин гидро-разрыва, которая приводит к снижению их остаточ-ной проницаемости. Влияние этих факторов часто

выражается в недостижении технологическогопотенциала, неоптимальной работе скважинногооборудования в зоне эксплуатации, снижении про-изводительности установок электроцентробежныхнасосов (УЭЦН) вследствие быстрого износа рабо-чих органов [4], вплоть до полного разрушения.В результате уменьшается добыча нефти, увеличи-ваются затраты на спускоподъемные операции иремонт оборудования. Динамика технологическогопотенциала скважин, незапланированных подъемовпогружного оборудования и других показателейпредставлена на рис. 1.



Насосное оборудование для эксплуатации скважин, впервые вводимых после бурения, в осложненных условиях

С.Н. Петренко (ООО «НК «Роснефть»−НТЦ»), А.Р. Гарифуллин, А.З. Абужаков

(ООО «РН−Юганскнефтегаз»)

УДК 622.276.7 С.Н. Петренко, А.Р. Гарифуллин, А.З. Абужаков, 2010

Ключевые слова: ввод новых скважин, гидравлический разрыв пласта (ГРП), установки электроцентробежных насосов(УЭЦН), напорно−расходные характеристики, МИМ технология.Адрес для связи: snpetrenko@rn−ntc.ru

Рис. 1. Динамика усредненных показателей в скважинахнового фонда в 2009 г.

Постановка задачиРешение задачи стабильной эксплуатации нового

фонда скважин условно можно разделить на двесоставляющие: геологическую и технологическую.К геологической можно отнести применение новыхтехнологий бурения, проведения ГРП и освоениядобывающих скважин, направленных на недопуще-ние процессов кольматации ПЗП и трещин ГРП,сокращение выноса из призабойной зоны проппан-та и песка, поддержание пластового давления. Длярешения технологических проблем было подготов-лено техническое задание по изготовлению новогопогружного оборудования, обладающего повышен-ной стойкостью к абразивному износу, имеющегоширокий диапазон подачи и высокий коэффициентполезного действия (к.п.д.).

Оборудование для работы в скважинах новогофонда должно отвечать следующим требованиям:при неизменном развиваемом напоре 2300 м ста-бильная эксплуатация в широком диапазоне подачи(от 90 до 300 м3/сут) и в условиях повышенной кон-центрации взвешенных частиц (КВЧ) (до 3000 мг/л);устойчивая работа при высоком газосодержании навходе в насос (до 40 %); компактные габариты, позво-ляющие проводить спуски в скважины при кривизнеэксплуатационной колонны более 5 °/10 м и эксплуа-тироваться в скважинах с предельной для традицион-ного оборудования кривизной более 0,3 °/10 м.

Основы инновационной технологии Для решения проблемы стабильной эксплуата-

ции скважин нового фонда специалисты ООО«Инновационные промышленные технологии»предложили на условиях опытно-промысловыхиспытаний ЭЦН с заявленными характеристика-ми, полностью соответствующими выданному тех-ническому заданию (см. таблицу, рис. 2). Уникаль-ность предлагаемого для промысловых испытаний

насосного оборудования заключается в способе егопроизводства. Производителем насосного обору-дования была модернизирована инновационнаяМИМ технология (Metal Injection Molding – инжек-ционное формование металла) и впервые в россий-ской практике изготовлены крупные детали (мас-сой до 1 кг) пространственно сложной формы смаксимальной плотностью материалов. Даннаятехнология позволяет равномерно распределятьсмесь из любых металлов и керамики, спекаемостькоторых обеспечивается на уровне кристалличе-ской решетки материала. В результате изготавлива-ется полностью однородное изделие максимальнойплотности и с заданными свойствами.

В результате использования технологии МИМудалось изготовить серийную ступень ЭЦН иде-альной геометрической формы с достаточно низ-кой шероховатостью (2,5 мкм) и высоким классомточности (максимальная погрешность составляет 8мкм). Высокие технические показатели позволяютдобиться максимально возможных напорно-рас-ходных и энергетических характеристик. Напри-мер, при оптимальном дебите к.п.д. насоса состав-ляет около 73,5 %. При подтверждении этих пока-зателей в реальных испытаниях данную установкуможно будет отнести к разряду энергосберегающе-го оборудования.



Параметры ЭЦН-МИМ-

300-90-2300-6/0

ЭЦН-МИМ-1000/280-2300-

6/0

Рабочий диапазон при динамическом уровне 2300 м, м

80-300 280-1000

К.п.д. при оптимальном дебите, % 73,5 74

Максимальная КВЧ, мг/л 3000 3000

Максимальная частота вращения ЭЦН, мин-1

6000 6000

Допустимый темп набора кривизны при спуске, градус /10 м

6 6

Допустимая кривизна в зоне подвески, градус /10 м

0,35 0,35

Допустимое содержание газа на входе в насос, %

60 60

Рис. 2. Заявленные напорно−расходные характеристикиЭЦН−МИМ 300−90−2300−6/0 (а), ЭЦН−МИМ 1000−280−2300−6/0 (б)

Стендовые испытания оборудованияВ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина по разрабо-

танной ОАО «НК «Роснефть» единой методике былиорганизованы полномасштабные стендовые испы-тания ЭЦН-МИМ, состоящие из двух этапов:1) проверка работоспособности насоса при различ-ном газосодержании на входе; 2) проверка конструк-ции на износостойкость (в течение продолжитель-ного времени насос работал с аномально высокойКВЧ до 40 г/л, состоящих из проппанта и кварцево-го песка в соотношении 1:1).

Для определения максимально допустимогосодержания газа в приемное устройство насосазакачивался воздух от компрессора при различныхчастотах вращения вала: 40, 45, 50 и 55 Гц. При дав-лении на приеме 0,2 МПа насос работал без срываподачи при объеме свободного газа 40-52 %, придавлении 0,4 МПа – 50-62 %.

Здесь необходимо отметить, что в процессе испы-таний была выявлена зависимость наступлениясрыва подачи ЭЦН от давления на приеме насосапри одинаковых газосодержании и дебите жидко-сти. Так, при увеличении давления на 0,2 МПа объемсвободного газа, при котором возникает срывподачи, возрастает примерно на 10 %. При повыше-нии частоты вращения вала, соответствующейопорной частоте тока от 40 до 55 Гц, наблюдалосьувеличение предельно допустимого входного газо-содержания от 2 до 4,5 %. Кроме того, при испыта-ниях была выявлена положительная особенностьЭЦН-МИМ: при наступлении срыва подачи сниже-ние газосодержания на входе позволяет восстано-вить стабильный режим работы насоса. При испы-тании традиционных ЭЦН после достижения срываподачи приходится полностью останавливать испы-тания и выполнять продувку системы, в противномслучае достичь возобновления подачи не удается.

Ресурсные испытания ЭЦН-МИМ были проведеныпри КВЧ до 40 г/л. По окончании испытаний износрабочих колес составил 1,22 % (в 7,2 раза меньше, чему лучшего из ранее испытанных традиционных ЭЦНкомпрессионного типа), износ направляющих аппа-ратов – не более 0,47 % (в 8,2 раза меньше).

При сравнении напорно-расходных характери-стик до и после ресурсных испытаний (рис. 3) былоустановлено, что напор изменяется в допустимыхпределах (5,3 %). Максимальный к.п.д. установкипосле ресурсных испытаний снизился с 68,3 до67,9 %. У лучшего насоса, испытанного ранее, сни-жение к.п.д. составляло 35 %.

Ключевые решения при планировании промысловых испытанийПо результатам испытаний ЭЦН-МИМ на газо-

устойчивость с целью исключения возможных рис-ков, связанных с потенциальным отказом газосепа-ратора, а также других технологических недостат-ков, таких как возможные дополнительные затратыэлектроэнергии, увеличение металлоемкости идлины установки, принято решение использоватькомплектации УЭЦН-МИМ без газосепараторов.

Без использования газосепаратора полностьюисключается риск отказа оборудования вследствиесреза корпуса устройства за счет возникающего пес-коструйного эффекта и, как следствие, возможногополета погружного электродвигателя (ПЭД) назабой скважины (рис. 4).

Отказ от использования газосепаратора можетспособствовать также появлению газлифтногоэффекта. Выделение газа на участке от выкида ЭЦНдо устья скважины может при определенных усло-виях снизить энергозатраты, связанные с подъемомжидкости на поверхность. Кроме того, отсутствие



Рис. 3. Напорно−расходные характеристики ЭЦН−МИМдо (1) и после (2) испытаний на износостойкость

Рис. 4. Срез корпуса газосепаратора за счет песко−струйного эффекта, возникающего при интенсивномвыносе механических примесей

газосепараторов позволит снизить вероятностьвспенивания пластовой жидкости в затрубном про-странстве. Выделение пены усложняет интерпрета-цию результатов контрольных замеров динамиче-ского уровня в скважине и влияет на правильностьпринятия решений геолого-технологическим персо-налом при эксплуатации скважин.

В качестве примера рассмотрим работу оборудо-вания в условиях, типичных для большинствановых скважин. Для анализа прогнозируемых усло-вий эксплуатации в ООО «РН-Юганскнефтегаз»приняты средние параметры по скважинам При-обского, Мало-Балыкского и Приразломного место-рождений, так как 85 % вновь введенных скважин в2009 г. приходилось на эти месторождения.

Максимальный объем свободного газа в насосебез газосепоратора в скважинах дебитом 200 м3/сутс нулевой обводненностью и наиболее распростра-ненной эксплуатационной колонной внутреннимдиаметром 129 мм составляет 38-42 %, допустимыйобъем, определенный при испытаниях в РГУим. И.М. Губкина, – 40 % (при частоте 40 Гц).

При моделировании заданных условий эксплуата-ции в программном обеспечении RosPump выявле-но, что при объеме свободного газа 40 % локальныйдебит через насос значительно выше, чем дебит наповерхности. Так, при дебите на поверхности200 м3/сут, средний дебит через насос составляет274 м3/сут. Результаты моделирования позволилиучесть это при планировании проведения промыс-ловых испытаний, что позволило существенно рас-ширить область применения оборудования. За счетобъемного расширения пластового флюида, прохо-дящего через ЭЦН-МИМ, рабочий диапазон подачинасоса можно увеличить от 90-300 до 65-300 м3/сут.Таким образом, даже при значительном снижениипотенциала скважины УЭЦН можно без рисков экс-плуатировать в рабочем диапазоне.

ЗаключениеПроведенные в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

стендовые испытания ЭЦН-МИМ на газоустойчи-вость и износостойкость подтвердили возможностьсоздания центробежных насосов, которые можнобезаварийно эксплуатировать в осложненных добы-вающих скважинах. Эффективность разработанно-го оборудования будет проверена при испытании вскважинах ООО «РН-Юганскнефтегаз», всего будутиспытаны шесть УЭЦН-МИМ, укомплектованныхприводами производства ООО «ПК «БОРЕЦ»,ОАО «ЛЕПСЕ» и ООО «РИТЭК-ИТЦ».

Ожидается, что экономическая эффективностьот проведенных мероприятий будет обеспечена засчет увеличения наработки оборудования, сокра-щения затрат на его ремонт и выполнение допол-нительных работ по текущему или капитальномуремонту скважин, исключения потенциальныхпотерь нефти.




1. Ивановский В.Н. Научные основы создания и эксплуатациинасосного оборудования для добычи нефти в осложненных усло-виях из мало и среднедебитных скважин: дисс. на соиск. уч. степ.д-ра техн. наук. – М., 1999.2. Пат. №2293217 РФ. Погружной насосный агрегат с системойпринудительного охлаждения электродвигателя/ С.И. Кудря -шов, С.Е. Здольник, В.А. Литвиненко [и др.]; заявитель и патен-тообладатель ООО «НПК «Нефтемаш». – № 2005128716/03;заявл. 15.09.05, опубл. 10.02.07.3. Уолкотт Д. Разработка и управление месторождениями призаводнении. – М.: Шлюмберже Инк., 2001. – 142 с.4. Хеманта Мукерджи. Производительность скважин. – М.:Шлюмберже Инк., 2001. – 182 с.

ВведениеОАО «Сызранский нефтеперерабатывающий

завод» имеет на балансе разнообразное сложное идорогостоящее оборудование отечественного изарубежного производства. На предприятии экс-плуатируется около 850 технологических насосов и100 компрессоров. Наиболее нагруженными дета-лями технологического оборудования являютсявалы, штоки и втулки разных габаритных разме-ров и конструкций. Обновление насосно-компрес-сорного парка и закупка нового оборудования тре-буют больших капитальных вложений, что повы-шает себестоимость выпускаемой продукции.

В настоящее время на Сызранском НПЗ длязамены и ремонта изношенных валов, штоков ивтулок используются детали, изготовленные времонтном производстве. Детали подвергают тер-мообработке, при необходимости выполняютгазотермическое напыление или газоплазменнуюнаплавку. Газотермическое напыление применяет-ся для повышения износо- и коррозионной стой-кости поверхностей деталей. Это в основном уча-стки под резиновыми уплотнительными кольца-ми, а также втулки защитного уплотнения насосов,опорные, межколесные и торцевые втулки валов. Вкачестве наносимого материала используютсяпорошки, проволока.

Крупногабаритные валы насосов HGUR, НПС,НСД в ремонтном производстве не изготавли-ваются, а только восстанавливаются, посколькунет возможности проводить термическую обра-ботку заготовок из-за больших габаритных разме-ров. При объемной закалке и последующем отпус-

ке заготовок возникают дефекты поверхности:окисление; обезуглероживание; коробление;появляются новые и развиваются старые микро-трещины. Заключительные операции при этомявляются трудоемкими и требуют примененияспециальных сложных и дорогостоящих оборудо-вания и инструмента. Припуск под финишнуюобработку, например шлифованием, составляеткак минимум 0,5-0,7 мм. В результате шлифованиятеряется металл, изнашивается инструмент, споверхности удаляется наиболее твердая частьметалла. По техническим требованиям на изготов-ление валов насоса HGUR твердость вала под под-шипники качения и рабочие колеса должна состав-лять 48-52 HRC.

Учеными ФГОУ ВПО МГАУ и специалистамиОАО «Сызранский нефтеперерабатывающийзавод» в условиях ремонтного производства внед-рена инновационная технология изготовления ивосстановления ответственных деталей насосно-компрессорного оборудования отечественного изарубежного производства с применением элек-тромеханической обработки (ЭМО).

Основные направления применения способа1. Электромеханическая поверхностная закалка

(ЭМПЗ).2. Отделочно-упрочняющая электромеханиче-

ская обработка (ОУЭМО).3. Упрочняющее электромеханическое восста-

новление (УЭМВ).4. Подготовка поверхности под напыление

порошковых материалов.


ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗОКОНДЕНСАТА

Применение технологииэлектромеханической обработки в ремонтном производстве ОАО «Сызранскийнефтеперерабатывающий завод»

С.К. Федоров, д.т.н., Л.В. Федорова, д.т.н. (ФГОУ ВПО МГАУ), В.Т. Сараев, Ф.К. Клюев (ОАО «Сызранский НПЗ» НК «Роснефть»)

УДК 621.787.001.57 Коллектив авторов, 2010

Ключевые слова: закалка, отделочно−упрочняющая обработка, упрочняющее восстановление, электромеханическаяобработка.Адрес для связи: [email protected]

Электромеханическая поверхностная закалка ЭМПЗ (рис. 1) применяется вместо объемной

закалки в печах, закалки токами высокой частоты(ТВЧ), цементации и нитроцементации. Закалкеподвергаются малоуглеродистые (сталь 20, твер-дость 42 HRC, глубина 0,02-0,8 мм), среднеуглеро-дистые (сталь 45, 40Х, твердость 54-62 HRC, глуби-на 0,02-2 мм), инструментальные (У7-У13А, ХВГ,9ХС, твердость до 68 HRC, глубина 0,02-2 мм)стали и чугунные детали (твердость до 75 HRC,глубина 0,02-1 мм).

ЭМПЗ подразделяется на способы, требующиепоследующей механической обработки (гладкиеповерхности), и способы, при которых поверх-ностная закалка является окончательной обработ-кой (резьба, шпоночные пазы, зубчатые колеса,плоскости, отверстия) (рис. 2).

Отделочно-упрочняющая электромеханическаяобработкаОУЭМО основана на соединении в единой техно-

логической схеме эффекта поверхностного пласти-ческого деформирования и поверхностной закалки(сталь 45, твердость до 64 HRC, глубина 0,02-0,3 мм)с получением специфичной структуры и текстурыволокон металла, микрогеометрии (параметр шеро-ховатости Rа составляет 1,25-0,63 мкм) с высокимифизико-механическими свойствами исполнитель-ных участков деталей.

ОУЭМО используется как заключительная обра-ботка поверхностей и позволяет за один ход инстру-мента получить градиентный слой высокой твердо-сти и оптимальной шероховатости, заменяя приэтом две операции: закалку и шлифование. Не менееактуально это направление при обработке посадоч-ных мест валов (в том числе коленчатых) под под-шипники качения и скольжения.

ОУЭМО подвергаются гладкие цилиндрические иплоские поверхности, резьбы, отверстия, галтели(рис. 3).

Упрочняющее электромеханическое восстановлениеУЭМВ подразделяется на восстановление за счет

термопластического перераспределения материаладетали (резьбы, посадочные места валов под под-шипники качения и ролики прокатных станов) и засчет использования дополнительного материала(фазовое превращение в поверхностном слое сталь-ной детали (закалка); фазовое превращение вповерхностном слое стальной детали и перенос ком-понентов инструментального материала на деталь).



1 2 3 4 5 6 7

8

910

S

V

3

УЭМО

Рис. 1. Принципиальная схема ЭМПЗ гладких цилиндри−ческих поверхностей:

1 – трехкулачковый самоцентрирующий патрон; 2 – образец;3 – ролик токоподводящий; 4 – обработанная поверхность;5 – патрон вращающийся; 6 – кабели токоподводящие; 7 – установка ЭМО; 8 – инструментальный ролик; 9 – дер−жавка телескопическая; 10 – ходовой винт станка

Рис. 2. Направления применения ЭМПЗ

Рис. 3. Направления применения ОУЭМО

Подготовка поверхности под напыление порошковых материаловМетод применяется в ремонтном производстве

предприятий при изготовлении и восстановленииповерхностей деталей (рис. 4). Прочность сцепле-ния основного и напыляемого материалов уве-личивается за счет специфичной формы замковойповерхности валов и межмолекулярного взаимо-действия материалов.

Для выполнения операций ЭМО разработана иизготовлена установка «Касатка» (рис. 5, а), кото-рая смонтирована на токарно-винторезном станке1М63 механического участка ремонтного цеха.Электромеханическая поверхностная закалканаружных гладких цилиндрических поверхностейвыполняется двухроликовым приспособлением(рис. 5, б). В разработанном приспособлениииспользуются два инструментальных ролика,которые одновременно являются и токоподводя-щими. Применение духроликового приспособле-ния при ЭМО позволяет в 2 раза повысить про-

изводительность закалки, так как каждый изинструментальных роликов обрабатывает строгоопределенный участок поверхности детали.

В центробежных насосах, имеющих несколькорабочих колес (крупногабаритные насосы типаHGUR, НПС, НСД), используется втулка опорная.В моменты перегрузок, во время пуска илиотключения насоса вал прогибается. Опорнаявтулка служит для того, чтобы сохранялся мини-мальный рабочий зазор в лабиринтных уплотне-ниях рабочих колес. Деталь устанавливается всередине вала и в нормальных условиях работает сзазором по корпусу 0,5 мм. На вал устанавливают-ся торцевые и межколесные втулки. В процессеэксплуатации в зазор попадают твердые включе-ния. В сочетании с перегрузками и вибрацией этоприводит к заклиниванию (закусыванию) втулки,что вызывает проворачивание вала и повреждениелабиринтных уплотнений, рабочих колес и корпусанасоса. Указанные явления – следствие недостаточ-ной твердости поверхности втулки.



Рис. 5. Установка электромеханической обработки«Касатка» (а) и двухроликовое приспособление (б)

Рис. 4. Форма поверхности (а) и фрагмент газопламен−ного напыления порошкового материала на наружнуюповерхность детали (б)

В условиях ремонтного производства ОАО «Сыз-ранский нефтеперерабатывающий завод» электро-механической обработке подвергаются:

– посадочные места валов под подшипники качения;– посадочные места валов под рабочие колеса и

полумуфты;– опорные, межколесные, торцовые втулки насо-

сов HGUR, НПС, НСД.Суммарный годовой экономический эффект от

внедрения технологии электромеханической обра-ботки валов и втулок насосов HGUR, НПС, НСДсоставляет более 1 млн. руб. при сроке окупаемо-сти капитальных вложений менее 6 мес.

Преимущества технологии ЭМО1. Повышение износостойкости в 3-12 раз.2. Увеличение твердости поверхностей до 68 НRC

(стали ХВГ, У10-13А).3. Закалка малоуглеродистых сталей до 42 НRC

(сталь 20).4. Замена цементации (нитроцементации)

поверхностной закалкой.5. Повышение предела выносливости на 30-80 %.6. Отсутствие окисления и обезуглероживания

поверхностного слоя.7. Отсутствие коробления деталей.8. Снижение себестоимости изготовления дета-

лей в 2-4 раза.9. Экологическая чистота и электробезопасность

процессов.10. Технологическая простота способов обработки.11. Возможность встраивания в технологические

процессы обработки.12. Высокое качество изготовления деталей в

единичном, мелкосерийном и ремонтном про-изводстве.

13. Восстановление изношенных деталей с одно-временной закалкой поверхностного слоя.

Выводы1. Анализ условий эксплуатации, схем нагруже-

ния и характерных дефектов поверхностей дета-лей технологического оборудования нефтеперера-батывающих предприятий свидетельствует оботсутствии эффективных способов повышениядолговечности исполнительных поверхностей приих изготовлении и восстановлении.

2. Теоретические и экспериментальные исследо-вания в области электромеханической обработкипозволили использовать способы закалки, отде-лочно-упрочняющей обработки и упрочняющеговосстановления поверхностей деталей насосно-компрессорного оборудования при изготовлениии ремонте широкой номенклатуры деталей.

3. Эксплуатационные испытания деталей, под-вергнутых ЭМО, показали высокую эффектив-ность способов при низкой себестоимости выпол-няемых работ.




1. Федоров С.К., Федорова Л.В. Опыт работы научно-производ-ственной лаборатории электромеханической обработки дета-лей им. Б.М.Аскинази // Сб. материалов 7-й международнойпрактической конференции-выставки. – СПб.: Изд-во поли-техн. университета, 2005. – С. 452 – 457.2. Федорова Л.В. Федоров С.К. Расширение технологических воз-можностей токарно-винторезного станка // Техника и оборудо-вание для села. – 2005. – № 12. – С. 22–24.3. Отделочно-упрочняющая электромеханическая обработкарезьбы насосно-компрессорных труб / Л.В. Федорова,С.К. Федоров, Ю.Н. Курамшин, М.А. Артемьев // Бурение инефть. – 2006. – №1. – С.10 – 12.4. Клюев Ф.К., Сараев В.Т., Федоров С.К. Технологии для упроч-нения деталей насосно-компрессорного оборудования//Научно-технический вестник ОАО «НК Роснефть». – 2007. –№3. – С. 36 – 38.


Рефераты № 4/2010 г.

Внутрискважинная перекачка пластовыхвод с целью ППД в ОАО «Самаранефтегаз»А.А. Ардалин, Е.Г. Головачева (ОАО «СамараНИПИнефть»)Рассмотрены существующие методы внутрискважин-ной перекачки; компоновки, применяемые в ОАО«Самаранефтегаз»; факторы, определяющие эффектив-ность внутрискважинной перекачки. Представленырезультаты применения внутрискважинной перекачкив ОАО «Самаранефтегаз».

Ключевые слова: поддержание пластового дав−

ления (ППД), внутрискважинная перекачка,

скважина.

Баженовская свита. Общий обзор, нере−шенные проблемы И.С. Афанасьев, Е.В. Гаврилова, Е.М. Бирун (ОАО «НК «Роснефть»), Г.А. Калмыков, Н.С. Балушкина(МГУ им. М.В. Ломоносова)Баженовская свита признана новым, нетрадиционнымтипом залежей нефти и газа. Приведен краткий обзоризученности отложений и обозначены вопросы, на кото-рые необходимо ответить для успешной разработкиотложений баженовской свиты.

Ключевые слова: битуминозные аргиллиты,

органическое вещество, карбонатные породы,

гидроразрыв пласта, трещиноватость.

Внедрение новых информационных техно−логий в процессе строительства и рекон−струкции скважин ОАО «НК «Роснефть»В.Н. Гнибидин, К.А. Шиповский, Б.Р. Шагалеев,М.А. Черников (ООО «СамараНИПИнефть»)Представлена информация о системе удаленного сопро-вождения процессов бурения на основе информацион-ной системы «Контроль и управление строительствомскважин», внедряемой в компании ОАО «НК «Роснефть».Описаны режимы функционирования системы, структу-ра передачи информации с буровой на различные уровниуправления и результаты опытно-промышленных испы-таний в скважинах ОАО «Самаранефтегаз».

Ключевые слова: проектно−инжиниринговый

центр, информационная система, реальновре−

менные и пакетные данные.

Анализ эксплуатации, преимуществ ивыбор оптимальной модели силовоговерхнего привода для бурения скважинглубиной до 4000 м на месторожденияхЗападной СибириМ.А. Ларин, И. В. Бочкарев (Нефтеюганский филиалООО «РН-Бурение»)Приведены сравнение эксплуатационных характеристик,преимуществ и недостатков наиболее распространенныхсистем, экономический расчет и обоснование выбора СВП.

Intra−well formation fluid pumping forreservoir pressure maintenance at Sama−raneftegas OGSCА.А. Ardalin, Е.G. Golovacheva (SamaraNIPIneft LLC)The existing procedures of intra-well fluid pumping, equip-ment arrangement used at ОАО «Samaraneftegas» and thefactors that determine the effectiveness of intra-well fluidpumping are considered. The practical application results offluid pumping at Samaraneftegas OJSC is presented.

Key words: reservoir pressure maintenance,

intra−well pumping, a well.

Bazhenov Formation. Overview, problemsI.S. Afanasjev, E.V. Gavrilova, E.M. Birun (Rosneft Oil Company OJSC), G.A. Kalmykov, N.S. Balushkina (Lomonosov Moscow State University)The Bazhenov Formation is recognized as a new unconven-tional oil and gas reservoir. The paper provides an overview ofreservoir studies and highlights the issues that must beresolved for the successful development of the Bazhenov For-mation.

Key words: bituminous mudstones, organic mat−

ter, carbonate rocks, hydraulic fracturing, frac−

ture network.

Implementation of novel information tech−nologies in well construction in Rosneft OilCompanyV.N. Gnibidin, K.A. Shipovskiy; B.R. Shagaleev;M.A. Chernikov (SamaraNIPIneft LLC)The paper provides material on the information system “Con-trol and management of well construction” based on remoteaccess to the information from drilling rig, which is currentlybeing implemented in Rosneft Oil Company. Modes of systemoperation, the structure of communication at the variousmanagement levels, and the results of system pilot testing onthe wells of Samaraneftegas OJSC are described.

Key words: design and engineering center, infor−

mation system, real−time and batch data.

The analysis of operation, advantages andchoice of optimum model of the power topdrive for drilling of chinks by depth to4000 m on deposits of Western Siberia

M.A. Larin, I.V. Bochkarev (Nefteyugansk Branch of RNt-Burenie LLC)A comparison of exploitation characteristics, advantages andlacks of the most widespread systems, economic calculation anda substantiation of choice the power top drive are given. The


Выполнен обзор систем СВП, представленных нарынке. Выбрана наиболее оптимальная модель СВП длябурения на месторождениях Западной Сибири. Обосно-вана экономическая эффективность использованияСВП Varco TDS-9SA по сравнению с конкурентами.

Ключевые слова: верхний привод, бурение с

помощью системы верхнего привода.

Повышение эффективности освоенияместорождения путем формированиятехнико−экономического рейтинга буре−ния на примере Горшковской площадиПриобского месторожденияА.Ф. Можчиль, А.Р. Атнагулов, Р.Р. Исмагилов (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)Показано, что существующие методы экономическойоценки, в которых используются удельные нормы наобустройство, допускают некоторую погрешность приопределении эффективности бурения конкретныхкустов. С целью повышения достоверности расчетовпредлагается применять методы, основанные на ком-плексной оценке группы кустов с учетом конкретныхзатрат на их обустройство и строительство общих объ-ектов нефтегазосбора, системы поддержания пластово-го давления и электроснабжения.

Ключевые слова: рейтинг бурения, эффектив−

ное освоение месторождения, оптимизация

капитальных вложений.

Насосное оборудование для эксплуата−ции скважин, впервые вводимых послебурения, в осложненных условиях С.Н. Петренко (ООО «НК «Роснефть»- НТЦ»),А.Р. Гарифуллин, А.З. Абужаков (OOO «РН-Юганскнефтегаз»)Выполнен анализ работы подземного оборудованиядействующего фонда скважин, вводимых после буре-ния в ООО «РН-Юганскнефтегаз». Рассмотрены фак-торы, влияющие на ухудшение стабильной работыустановок электроцентробежных насосов (УЭЦН).Сформулирована задача по изготовлению оборудова-ния для осложненного фонда скважин. Приведенырезультаты стендовых испытаний инновационногооборудования, изготовленного с применением МИМтехнологии. Рассмотрены преимущества и недостаткиприменения в составе УЭЦН газосепаратора. Обозна-чен желаемый вектор развития погружного насосногооборудования.

Ключевые слова: ввод новых скважин, гидрав−

лический разрыв пласта (ГРП), установки элек−

троцентробежных насосов (УЭЦН), напорно−

расходные характеристики, МИМ технология.

review of the world market of existing systems the power topdrives has been spent. The optimal model the power top drive fordrilling on deposits of Western Siberia has been chosen. Eco-nomic efficiency from use the power top drive Varco TDS-9SA incomparison with competitors has been calculated and proved.

Key words: power top drive, power top drive

usage for drilling

Efficiency enhancement of oilfield develop−ment using technical and economic assess−ment of drilling order for Gorshkovskayaarea of Priobskoye oilfield

A.F. Mozhchil, A.R. Atnagulov, R.R. Ismagilov (RN-UfaNIPIneft LLC)The technical and economic estimation of capital expenditures’efficiency is the basic stage of planning strategy of oilfieldsdrilling-out. That estimation is needed for correct selection ofthe development version with greatest profit. The current meth-ods of assessment use specific norms for evaluation of surfacefacilities’ cost and could contain an inaccuracy for specific wellclusters. With the purpose of increase of reliability of calculationsit is offered to apply the methods based on a complex estimationof group of well clusters subject to certain expenses for theirarrangement and surface facilities as a whole.

Key words: drilling rating, effective field develop−

ment, capital cost optimization.

Pumping equipment for operation of newlydrilled wells to be commissioned in abnormalconditions S.N. Petrenko (NK Rosneft-Research & Technical Centre, LLC), A.R. Garifullin, A.Z. Abuzhakov (RN-Yuganskneftegaz, LLC)The article provides the analysis of subsurface equipmentoperation in respect of producing-well stock to be commis-sioned after drilling in RN-Yuganskneftegaz LLC. Factors hav-ing an impact on operation impairment of electric sub-mersible pumps are discussed. A problem is formulated withregard to manufacturing equipment for complicated wellstock. Bench test results are given for innovative equipmentmanufactured by application of Metal Injection Molding(MIM) technology performed in Gubkin Russian State Uni-versity of Oil and Gas. Positive and negative aspects of gas sep-arator application with ESP units are discussed. The desireddevelopment trend for submersible pumps and pumpingequipment was indicated.

Key words: commissioning of new wells, hydro

fracturing, non−steady flow, ESP, head and rate,

gas separator application, MIM technology, inno−

vative equipment.


Оптимизация управления абсолютнойликвидностью Компании с использовани−ем новых банковских продуктов для повы−шения доходности финансовых вложенийД.Е. Рябчун (ОАО «Удмуртнефть»)Рассмотрены стратегия применения новых банковскихпродуктов, алгоритм и автоматизация модели для выборанаиболее оптимальных вариантов размещения денежныхсредств. Приведены сравнение эффективности структур-ных банковских продуктов с простыми депозитами и мето-ды снижения кредитного риска при размещении.

Ключевые слова: абсолютная ликвидность,

банковские продукты, финансовые вложения

Методы изоляции прорывов газа при раз−работке нефтегазовых месторожденийВ.А. Стрижнев, А.Ю. Пресняков (ООО «РН-УфаНИПИ-нефть»), В.И. Никишов (ОАО «НК «Роснефть»),А.Г. Михайлов (ООО «РН-Пурнефтегаз»)Показаны пути решения проблемы изоляции газа на при-мере скважин ООО «РН-Пурнефтегаз» и ОАО «Удмурт-нефть». Обоснован выбор технологии ремонтно-изоля-ционных работ по изоляции газа, приведены примерыпроведения опытно-промышленных работ.

Ключевые слова: технологии изоляции газа,

газоизолирующий экран, гелеобразующий и

кремнийорганический состав.

Применение технологии электромеханиче−ской обработки в ремонтном производ−стве ОАО «Сызранский нефтеперерабаты−вающий завод» С.К. Федоров, Л.В. Федорова (ФГОУ ВПО МГАУ), В.Т. Сара-ев, Ф.К. Клюев (ОАО «Сызранский НПЗ» НК «Роснефть»)Решена задача качественного ремонта оборудованияпутем внедрения в ремонтное производство технологииэлектромеханической обработки при закалке, отдлочно-упрочняющй обработке и упрочняющем восстановлениидеталей в комплексе с газопламенным напылениемпорошковых материалов.

Ключевые слова: закалка, отделочно−упроч−

няющая обработка, упрочняющее восстановле−

ние, электромеханическая обработка.

О взаимосвязи абсолютной проницаемо−сти для газа и фазовой проницаемостидля нефтиЮ.А. Щемелинин, Н.И. Раздобреева, Т.И. Ледовская,Е.В. Тупицин (ОАО «ТомскНИПИнефть»)На основе экспериментального материала по определе-нию относительных фазовых проницаемостей проанали-зированы величины фазовой проницаемости для нефтипри остаточной водонасыщенности. Проведено сопо-ставление газопроницаемости с фазовой проницае-мостью для нефти при остаточной водонасыщенности.

Ключевые слова: проницаемость для газа, прони−

цаемость для нефти, остаточная водонасыщен−

ность, фазовые проницаемости, пластовые условия.

Improvement of Company’s absolute liquidi−ty management by application of new bankproducts to increase profitability of financi−al investmentsD.E. Ryabchun (Udmurtneft OJSC)The article describes a strategy, required for application of newbank products, scheme and assessment model to choose thebest options of funds allocation. It also contains comparison ofefficiency of structured bank products and ordinary depositsand describes methods of credit risk mitigation.

Key words: absolute liquidity, bank products,

financial investment.

Gas shut−off techniques in oilfields develop−ment processesV.A. Strizhnev, A.Yu. Presnyakov (RN-UfaNIPIneft LLC),V.I. Nikishov (Rosneft Oil Company OJSC), A.G. Mikhajlov(RN-Purneftegaz LLC)The means to solve the technological problems of gas shut-offjobs using case studies of RN-Purneftegaz LLC and Udmurt-neft OJSC wells are presented. The selection of cement squeezetechnology is founded and pilot workovers are described in thearticle.

Key words: gas shut−off techniques, gas insula−

ting screen, gel−forming and organosilicon com−

position.

Implementation of electromechanical pro−cessing technology for equipment repair atSyzran RefineryS.K. Fedorov, L.V. Fedorova (Moscow State AgroengineeringUniversity), V.T. Saraev, F.K. Kluev (Syzran Refinery OJSC,Rosneft Oil Company OJSC)The paper provides a solution for quality equipment repair byintroducing into the maintenance and repair process the tech-nology of electromechanical treatment during part hardening,finishing-strengthening and reconditioning together withpowdered material flame plating.

Key words: hardening, finishing−strengthening,

reconditioning, electromechanical processing

On interrelation of gas permeability withphase permeability for oil at a residualwater saturationYu.A. Shchemelinin, N.I. Razdobreeva, T.I. Ledovskaya,E.V. Tupitsyn (TomskNIPIneft OJSC)On the basis of an experimental material by definition relativephase permeability sizes of phase permeability for oil are ana-lyzed at a residual water saturation. Comparison of gas perme-ability to phase permeability for oil is spent at a residual watersaturation.

Key words: gas permeability, permeability for oil

is spent at a residual water saturation, phase

permeability, in−place conditions

БИБЛИОТЕКА НЕФТЯНОГО ИНЖИНИРИНГАОАО «НК «Роснефть»

В настоящей монографии описываются практические аспекты разработкиместорождений с помощью горизонтальных скважин, включая все этапы: созда-ние проекта разработки, бурение, заканчивание и особенности эксплуатации.Монография полезна практикующим инженерам, дает возможность расширитьфундаментальные представления о процессах и методиках разработки нефтяныхи газовых месторождений.

Основная ценность книги «Горизонтальные скважины для добычи нефти, газаи битумов» состоит в том, что в ней представлены важные аспекты бурения иэксплуатации горизонтальных скважин, обобщаются последние достижения вобласти технологий применения горизонтальных скважин, а также даются цен-ные указания для решения практических задач, связанных с широким кругомвопросов - от бурения до усовершенствованных методов извлечения.

Е. А. Копилевич, И. А. Мушин, Е. А. Давыдова, М. Л. Афанасьев. Комплексное спектрально-скоростное прогнозирование типов геологического разреза и фильтрационно-емкостных свойств коллекторовД. Р. Фанчи. Интегрированный подход к моделированию фильтрационных потоковЖ. Матерон. Основы прикладной геостатистикиА.Х. Мирзаджанзаде. Введение в специальностьГ. Пол Уиллхайт. Заводнение пластовО. Дюбрюль. Геостатистика в нефтяной геологииН. А.Малышев, А. М. Никишин (отв. ред.). Геология для нефтяниковМ. Уолш, Л. Лейк. Первичные методы разработки месторождений углеводородовЛ. П. Дейк. Практический инжиниринг резервуаровЛ.Косентино. Системные подходы к изучению пластовМ. Экономидес, Р. Олини, П. Валько. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практикеДж. П. Брилл, X. Мукерджи. Многофазный поток в скважинахР. Эрлагер мл. Гидродинамические методы исследования скважин

Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумовР.М. Батлер

Москва−Ижевск: Институт компьютерных исследований,

2010, 536 стр.

ISBN 978−5−93972−838−6

ВЫШЛИ В СВЕТ

через Интернет-магазин: http://shop.rcd.ruА также:ИМАШ РАН (Москва, ул. Бардина. д. 4, корп. 3, к. 414. тел. (495) 641-69-38, (499) 135-54-37)«Дом научно-технической книги» (Москва, Ленинский пр., 40)Книжные киоски фирмы «Аргумент»«Санкт-Петербургский дом книги» (Санкт-Петербург, Невский пр., 28)Издательство СПБГУ, Магазин №1 (Санкт-Петербург, Университетская набержная, 7/9)Издательство Института компьютерных исследований, УдГУ (Ижевск, ул. Университетская, 1, корп. 4, к. 211. тел. (3412) 500-295)

ИНТЕРЕСУЮЩИЕ ВАС КНИГИ МОЖНО ПРИОБРЕСТИ:

Информация

Подписано соглашение о научно-техническом сотрудничестве между ОАО «НК «Роснефть» и Российской академией наук............................................................................1−2

КонференцииХ научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» .........................................................................................................................4−34

Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений ....................2−2

Передовые технологии в области использования попутного нефтяного газа.................................................2−4

Перспективы развития геолого-технических мероприятий при разработке месторождений в сложных геологических условиях ..........................................................................................................................2−6

Пятая Межрегиональная научно-техническая конференция молодых специалистов...................................3−2


Алфавитный перечень статей,

опубликованных в Научно−техническом вестнике

ОАО «НК «Роснефть» в 2010 году

Уважаемые читатели!

Объявляется конкурс на лучшую публикацию 2010 г. в Научно-техническом Вестнике ОАО «НК «Роснефть».

Лучшие авторские коллективы будут премированы:

Первая премия – 150000 руб.

Вторая премия – 100000 руб.

Третья премия – 50000 руб.

Ваше мнение о том, какие статьи были наиболее интересными и полезными, вы можете сообщить до 15.02.11 г. в Секретариат

([email protected]; Меридиан 65-55; тел.(495)229-47-28).

Итоги конкурса будут опубликованы в Выпуске № 1 (22) 2011 г.

Вестник №1/2010 г.

Тема номера: Новые технологии в области UpstreamВестник № 2/2010 г.

Тема номера: Математическое моделирование и компьютерные технологииВестник № 3/2010 г.

Тема номера: V Межрегиональная научно-техническая конференция молодых специа-листов ОАО «НК «Роснефть»Вестник № 4/2010 г.

Тема номера: ОАО «НК «Роснефть» – новые технологии и передовой опыт

Тезисы докладов победителей номинаций пятой Межрегиональной конференции молодых специалистов ОАО «НК «Роснефть» ....................................................................................................3−56

ООО «СамараНИПИнефть» − 10 летПравильно выбранная стратегия развития и высокий профессионализм коллектива – два слагаемых успеха ООО «СамараНИПИнефть»...............................................................................................4−2

Ардалин А.А., Головачева Е.Г. Внутрискважинная перекачка пластовых вод с целью ППД в ОАО «Самаранефтегаз»............................................................................................................................................4−8

Гнибидин В.Н., Шиповский К.А., Шагалеев Б.Р., Черников М.А. Внедрение новых информационных технологий в процессе строительства и реконструкции скважинОАО «НК «Роснефть»...............................................................................................................................................4−12

Экономика, управление, кадрыВолгин В.А., Дьяченко О.И. Разработка и внедрение модели экономической оценки и определения условий повышения эффективности эксплуатации фонда скважин ..................................3−26

Коротков В.Н., Данилова А.В. Повышение квалификации персонала за счет внедрения инновационных технологий в области подготовки кадров на примере учебного центра ОАО «Самаранефтегаз»............................................................................................................................................3−32

Рябчун Д.Е. Оптимизация управления абсолютной ликвидностью компании с использованием новых банковских продуктов для повышения доходности финансовых вложений.............................................................................................................................................4−17

Геология и геофизикаАфанасьев И.С., Гаврилова Е.В., Бирун Е.М., Калмыков Г.А., Балушкина Н.С.Баженовская свита. Общий обзор, нерешенные проблемы..............................................................................4−20

Байков В.А., Яковлев А.А. Воспроизведение геологической неоднородности в геолого-гидродинамических моделях ................................................................................................................2−13

Безруков А.В., Рыкус М.В., Давлетова А.Р., Савичев В.И. Вопросы внедрения методов многоточечной статистики ........................................................................................................................2−8

Лихтарев А.В., Пестриков А.В. Определение коэффициента продуктивности скважины, пересеченной двумя трещинами гидроразрыва пласта разного азимута, на основе математического моделирования ........................................................................................................1−12

Малышев Н.А., Обметко В.В., Бородулин А.А. Оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Восточной Арктики ..........................................................................................................1−20

Мамедов Т.М., Левин Д.Н., Савичев К.С. Метод построения геолого-гидродинамических моделей на основе детального выделения литотипов и зависимостей петрофизических параметров от эффективной пористости ............................................................................................................1−15

Набиуллин Р.М., Садриева Р.И. Поиск и ввод в разработку пропущенных объектов в осложненных геолого-геофизических условиях на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» ...............3−4

Шарафутдинов Т.Р., Галиев Р.Р., Быков В.В., Токарев М.Ю. Методика динамического анализа сейсморазведочных данных в комплексе с данными геофизических исследований скважин на материалах Приобского месторождения ...........................................................................................1−5

Шаякберов В.Ф., Исмагилов Р.Р., Латыпов И.А. Новые технологии модернизации обустройства старых нефтяных месторождений...................................................................................................1−8

Бурение скважинБарсуков Д.В., Крутиков А.С. Эффективность рационального использования систем очистки бурового раствора.....................................................................................................................................3−14

Ларин М.А., Бочкарев И.В. Анализ эксплуатации, преимуществ и выбор оптимальной модели силового верхнего привода для бурения скважин глубиной 4000 м на месторождениях Западной Сибири..................................................................................................................4−26


Лысый Ю.О., Либерман Я.Л. Разработка устройства снижения динамической нагрузки на металлоконструкции грузоподъемных кранов..............................................................................................3−18

Ситдиков С.C., Заграничный С.А., Зизаев Р.М., Воросцов А.В., Сметанин С.И. Решение производственных задач с применением комплекса гибких НКТ на Ванкорском месторождении ..............................................................................................................................2−21

Разработка месторожденийАфанасьев И.С., Ефимов Д.В., Литвиненко К.В., Савичев В.И. Опыт создания интегрированной модели разработки Северо-Комсомольского месторождения .......................................2−30

Краснов В.А., Юдин Е.В., Лубнин А.А. Модели работы скважины для решения задачи идентификации параметров пласта по данным эксплуатации............................................................2−34

Краснов В.А., Судеев И.В., Юдин Е.В., Лубнин А.А. Определение параметров продуктивного пласта с помощью анализа промысловых данных работы добывающих скважин.........1−30

Можчиль А.Ф., Атнагулов А.Р., Исмагилов Р.Р. Повышение эффективности освоения месторождения путем формирования технико-экономического рейтинга бурения на примере Горшковской площади Приобского месторождения....................................................4−31

Ошмарин Р.А., Дриллер А.В., Нигматуллин Р.Р., Корольков О.В. Проводка горизонтальных скважин на основе геологической модели на примере пласта Нх3-4 Ванкорского месторождения...........................................................................................................................3−7

Щемелинин Ю.А., Раздобреева Н.И., Ледовская Т.И., Тупицин Е.В.О взаимосвязи абсолютной проницаемости для газа и фазовой проницаемости для нефти ...................4−29

Юдин Е.В., Лубнин А.А. Применение модели работы скважины в неоднородном пласте для задач разработки и планирования .....................................................................................................3−10

Юлмухаметов Д.Р., Афанасьев И.С., Мухамедшин Р.К., Вавилов Н.В. Интегрированная методика расчета показателей разработки нефтяных месторождений для формирования бизнес-плана...........................................................................................................................2−26

Скважинная добыча нефти и газаБекетов С.Б., Никишов В.И., Пестриков А.В. Комплексная технология ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов с применением колонны гибких труб в условиях низких пластовых давлений ...............................................................................................................1−50

Ганиев И.М., Волошин А.И., Рагулин В.В., Гарифуллин А.Р., Акимов О.В., Михайлов А.Г. Результаты проекта Системы Новых Технологий «Защита от солей высокодебитных скважин» ............ 1−42

Горбунов В.В., Кучурин А.Е., Мансафов Р.Ю., Пивкин А.В. Испытание систем автоматизации скважин, эксплуатируемых скважинными штанговыми насосами, на месторождениях ООО «РН-Краснодарнефтегаз»......................................................................................... 2−39

Заикин И.П., Кемпф К.В., Добросмыслов А.С., Бухаров П.С. Применение оборудования «Стингер» при проведении гидроразрыва пласта в скважинах после бурения в них боковых стволов .............................................................................................................................................2−42

Здольник С.Е., Уразаков К.Р., Бондаренко К.А., Алфёров А.В. Комплексный расчеттемпературного режима установки электроцентробежного насоса ...............................................................1−36

Петренко С.Н., Гарифуллин А.Р., Абужаков А.З. Насосное оборудование для эксплуатации скважин, впервые вводимых после бурения, в осложненных условиях ........................4−40

Стрижнев В.А., Пресняков А.Ю., Никишов В.И., Михайлов А.Г. Методы изоляции прорывов газа при разработке нефтегазовых месторождений........................................................................4−36

Юрченко А.В., Петренко С.Н., Абужаков А.З., Хайбуллин Д.М. Применение малодебитного погружного оборудования в добывающих скважинах ООО «РН-Юганскнефтегаз» .................................................................................................................................. 1−46


Промышленная энергетика, энергоэффективностьЧернышов Д.А. Технико-экономическое обоснование перевода блока ректификации на альтернативный вид обогрева ...............................................................................................3−39

Щербинин М.С. Оптимизация потребления энергоресурсов турбокомпрессором М-1 ЭП-300 с использованием программно-вычислительного комплекса ...................................................3−36

Переработка нефти и газоконденсатаКадыров Д.Б., Лившиц М.Ю. Математическое моделирование процесса кристаллизации парафинов....................................................................................................................................2−44

Томин В.П., Силинская Я.Н. Влияние продуктов реформулирования нефтяного сырья на протекание процессов коррозии в технологических схемах нефтепереработки ....................................2−48

Федоров С.К., Федорова Л.В., Сараев В.Т., Клюев Ф.К. Применение технологии электромеханической обработки в ремонтном производстве ОАО «Сызранский нефтеперерабатывающий завод» ........................................................................................4−44

Нефтепереработка и нефтепродуктообеспечениеШевелева С.Н., Кожевников М.В. Разработка методики оперативной оценки конкурентоспособности областных АЗК/АЗС ......................................................................................3−22

Экологическая и промышленная безопасностьЕрмолаев Е.Ю., Кривцов Е.Г. Оптимизация оценки эколого-экономической безопасности нефтебазового хозяйства ...............................................................................................................3−42

Информационные технологииВавилов Н.В., Юлмухаметов Д.Р. Система оперативного планирования уровней добычи.......................3−50

Булгакова Г.Т., Харисов Р.Я., Шарифуллин А.Р., Пестриков А.В. Симулятор для моделирования и оптимального проектирования большеобъемных селективных кислотных обработок карбонатных коллекторов .......................................................................2−16

Ржанникова Е.А., Смирнов В.И. Совершенствование геоинформационного обеспечения на объектах ОАО «НК «Роснефть» с использованием GPS/ГЛОНАСС технологий .............3−46


ОАО «НК «Роснефть», ООО «РН-УфаНИПИнефть», Society of Petroleum Engineers (SPE)и журнал «Нефтяное хозяйство»приглашают Вас принять участие в IV научно-практической конференции

МАТЕМАТИЧЕСКОЕМОДЕЛИРОВАНИЕ И КОМПЬЮТЕРНЫЕТЕХНОЛОГИИ В РАЗРАБОТКЕМЕСТОРОЖДЕНИЙ

В рамках конференциипредлагается обсудитьследующие темы:• Информационные технологии при проектировании и

мониторинге разработки месторождений

• Современные технологии сейсморазведки

• Геологическое и гидродинамическое моделирование залежей

• Информационные технологии в исследовании скважин

• Компьютерные технологии для исследования керна ипластовых флюидов

• Автоматизированные системы контроля и управленияпроизводственными процессами при разработке месторождений

• Информационные технологии и математическое моделирование в процессах транспорта нефти, нефтепереработки и сбыта нефтепродуктов

Апрель 2011 г.город Уфа

Тел.: (495) 730-07-17/2281 тел./факс: (495) 620-9610

Documents

4−2010 - Rosneft · 4 НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» ООО«САМАРАНИПИНЕФТЬ» –10 ЛЕТ! неfdяными